Изоляция водопритока в горизонтальных скважинах

Ограничение водопритока в горизонтальных стволах.

На сегодняшний день бурение горизонтальных скважин остается одним из наиболее эффективных способов повышения нефтеотдачи пластов как старых,
так и новых нефтяных месторождений. Благодаря большой поверхности фильтрации горизонтального ствола достигаются высокие (по сравнению с вертикальными стволами) дебиты нефти. Однако вследствие того, что вскрытый горизонтальным стволом участок коллектора литологически неоднороден, в ходе эксплуатации горизонтальная часть ствола со временем может обводниться.

Для ограничения водопритока в горизонтальном стволе сегодня могут применяться специальные хвостовики, оснащенные техническими средствами с набухающими пакерами, позволяющие проводить подключение-отключение отдельных участков, селективную стимуляцию или изоляцию, многозонный ГРП и т.д. И в последнее время спуск таких хвостовиков находит все большее применение на месторождениях ПАО «Татнефть», способствуя снижению рисков обводненности при их разработке и эксплуатации.

Вместе с тем технология использования набухающих пакеров требует особого подхода к подготовке ствола перед спуском оборудования в скважину.

09.08.2015 Инженерная практика №08/2015 Ибрагимов Артур Равильевич Ведущий инженер ПАО «Татнефть»

Полный текст статьи доступен только в печатной версии журнала.

glavteh.ru

Способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока и изоляции пластовых и закачиваемых вод в добывающих скважинах с горизонтальными стволами. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритоков в горизонтальных стволах добывающих скважин за счет увеличения надежности блокирующего эффекта при регулируемом направленном воздействии на водоносные интервалы пласта, а также при повышении технологичности и экономичности предлагаемого технического решения. В способе изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины, включающем спуск колонны труб, закачку в интервал водопритока пласта оторочки высоковязкой гидрофобной жидкости, после спуска колонны труб при открытой задвижке на межтрубье всю полость горизонтального ствола заполняют высоковязкой гидрофобной жидкостью, затем при закрытой указанной задвижке производят указанную закачку при объеме оторочки 2-10 м³ высоковязкой гидрофобной жидкости на 1 погонный метр интервала водопритока, а после нее при открытой указанной задвижке производят закачку в скважину изолирующего состава располагая его напротив интервала водопритока, закрывают указанную задвижку и продавливают изолирующий состав в интервал водопритока высоковязкой гидрофобной жидкостью, причем плотность изолирующего состава равна плотности высоковязкой гидрофобной жидкости или отклоняется не более чем на 60 кг/м³, а вязкость гидрофобной жидкости равна от 750 мПа с до 2500 мПа с при скорости сдвига 2-600 с^-1. В качестве изолирующего состава может быть применен твердеющий в пласте кислоторастворимый или легкоразбуриваемый состав. 1 з.п. ф-лы.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, заключающийся в закачке цементной суспензии в пути водопритоков (Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины / Р.Т.Булгаков, А.Ш.Газизов и др. М: Недра, 1976, с.90).

Существенный недостаток известного способа в условиях горизонтального ствола - возможность блокирования нефтенасыщенной части пласта цементом. Кроме этого, появляется возможность зацементирования полости горизонтального ствола и создания чрезвычайных осложнений в работе добывающей скважины из-за технической невозможности удаления цементного моста или “уипстока”.

Известен способ ограничения притока пластовой воды, заключающийся в закачке в водоносные каналы пласта гидрофобных вязких жидкостей (вязкие нефти, нефтемазутные смеси, водонефтяные эмульсии) (Сидоров И.А., Поддубный Ю.А., Кан В.А. Воздействие на призабойную зону скважин в целях ограничения отбора воды. М: ВНИИОЭНГ, 1984, с.2б-33\О.И.сер.НД, вып.1).

Существенный недостаток известного способа заключается в том, что экранирующий состав под воздействием напора пластовых вод быстро (в течение месяца) выдавливается обратно в ствол скважины.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины, включающий спуск колонны труб, закачку высоковязкой гидрофобной жидкости в интервал водопритока пласта (патент №2114990 Е 21 В 43/32,33/13. Опубл. 10.07.1998, 4 с.).

Данный способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе имеет ряд недостатков, в частности его эффективность полностью зависит от точного инструментального предварительного определения интервала водопритока, что является серьезной технической проблемой; его эффективность снижается при наличии двух и более интервалов водопритока по длине горизонтального ствола; необходимость спуска в скважину и установки дорогостоящего металлического профильного перекрывателя (после закачки в пласт гидрофобной высоковязкой жидкости) существенно снижает технологичность и повышает стоимость всей операции.

Технической задачей является повышение эффективности изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины за счет увеличения надежности блокирующего эффекта при регулируемом направленном воздействии на интервалы водопритока пласта, а также повышения технологичности и экономичности предлагаемого технического решения.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим спуск колонны труб, закачку в интервал водопритока пласта оторочки высоковязкой гидрофобной жидкости. Новым является то, что после спуска колонны труб при открытой задвижке на межтрубье всю полость горизонтального ствола заполняют высоковязкой гидрофобной жидкостью, затем при закрытой указанной задвижке производят указанную закачку при объеме оторочки 2-10 м³ высоковязкой гидрофобной жидкости на 1 погонный метр интервала водопритока, а после нее при открытой указанной задвижке производят закачку в скважину изолирующего состава располагая его напротив интервала водопритока, закрывают указанную задвижку и продавливают изолирующий состав в интервал водопритока высоковязкой гидрофобной жидкостью, причем плотность изолирующего состава равна плотности высоковязкой гидрофобной жидкости или отклоняется не более, чем на 60 кг/м³, а вязкость гидрофобной жидкости равна от 750 мПа·с до 2500 мПа·с при скорости сдвига 2-600 с^-1. Также новым является то, что в качестве изолирующего состава применяют твердеющий в пласте кислоторастворимый или легкоразбуриваемый состав.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемый способ обладает отличительными признаками, отсутствующими у известного способа изоляции водопритока. Эти признаки обеспечивают соответствие нового технического решения критерию “новизна”. При сравнении способа не только с прототипом, но и другими известными техническими решениями в области водоизоляционных работ в добывающих скважинах не обнаружены решения, обладающие совпадающими с отличительными признаками предполагаемого изобретения, выполняющие аналогичную техническую задачу. Это позволяет сделать вывод о соответствии нового технического решения критерию “изобретательский уровень”.

В заявляемом способе решается задача повышения эффективности изоляции водопритока в полости протяженного горизонтального ствола добывающих скважин. Задача решается тремя взаимосвязанными подходами - регулируемым направленным химическим воздействием на водоносные интервалы пласта путем их надежного тампонирования двухслойным жидким (гидрофобным, т.е. водонерастворимым) и твердым экраном, приданием определенных заранее заданных физико-химических свойств применяемым материалам и качественным изменением функций применяемых материалов.

Предлагаемый способ - новая совокупность функционально-взаимосвязанных операций, составляющая отличительные признаки заявляемого способа: 1) после спуска колонны труб закачивают в скважину и располагают в полости горизонтального ствола высоковязкую гидрофобную (водонерастворимую) жидкость, что позволяет регулировать направление последующей закачки водосодержащих материалов в нужные интервалы пласта; 2) закачка оторочки высоковязкой гидрофобной жидкости в объеме 2-10 м3 на 1 погонный метр интервала водопритока позволяет отодвинуть фронт прорвавшейся воды и создать мощный гидрофобный экран вокруг горизонтального ствола; 3) закачка в скважину при открытой задвижке на межтрубье и расположение напротив интервала водопритока изолирующего состава; 4) закрытие задвижки на межтрубье с последующей направленной продавкой изолирующего состава в интервал водопритока. В случае необходимости в полости горизонтального ствола производится или разбуривание “мягкого моста”, или растворение образовавшегося “уипстока” кислотой.

Новые свойства способа: применение высоковязкой гидрофобной жидкости, твердеющего в пласте легкоразбуриваемого или кислоторастворимого изолирующего состава с указанными параметрами (вязкость гидрофобной жидкости от 750 до 2500 мПа с при скорости сдвига 2-600 с^-1, плотность изолирующего состава равна плотности высоковязкой гидрофобной жидкости или с отклонением не более, чем на 60 кг/м³) в предлагаемой технологической последовательности позволяет: 1. направленно закачать в интервал водопритока любой протяженности и в любом месте горизонтального ствола экранирующую высоковязкую гидрофобную жидкость и твердеющий изолирующий состав без применения сложной системы пакеров; 2. изолирующий жидкий (но твердеющий в пласте) состав при закачке в интервал водопритока не растекается по полости горизонтального ствола, а удерживается в фиксированном интервале водопритока с двух сторон высоковязкой гидрофобной жидкостью, выполняющей роль своеобразного “жидкого” пакера; 3. изолирующий состав в предлагаемом способе уже не является по своей сущности изоляционным элементом в технологии, он выполняет функцию своеобразной пробки, закрывающей выход в скважину гидрофобной высоковязкой оторочки. Поэтому материал подобран твердеющим при выдержке в пласте под давлением (жидкий сразу вытечет обратно в скважину, а следом вытечет под напором вод и гидрофобная жидкость). Одновременно с этим необходимо и следующее свойство изолирующего состава: 4. изолирующий состав (при необходимости) легко разбуривается или растворяется кислотой, это совершенно необходимое качество в условиях горизонтального ствола, т.к. твердеющие составы могут образовывать в полости горизонтального ствола искусственные “мосты” или “уипстоки”, убрать которые (при применении традиционных цементных и полимерных составов) чрезвычайно сложно в условиях горизонтального ствола. Необходимо отметить и экономичность предлагаемого способа, отпадает дорогостоящая операция установки металлических перекрывателей. Совокупность отмеченных свойств и признаков, несомненно повышает технологичность и экономичность нового способа по сравнению с известными решениями.

Предлагаемый способ позволяет достичь нового технического эффекта, заключающегося в возможности за одну скважино-операцию провести высокоэффективные, относительно малозатратные водоизоляционные работы в полости горизонтального ствола с использованием только химических, жидких и твердеющих материалов без специальных технических приспособлений и устройств. Аналогичных решений данной актуальной проблемы в мире пока нет.

В качестве высоковязкой гидрофобной жидкости можно использовать гидрофобные концентрированные эмульсии, например:

1. нефть - 28-47% об., пластовая минерализованная вода - 50-70% об., эмульгатор-стабилизатор - 2-3% об.;

2. нефть - 33-42% об., раствор хлорида кальция - 57-64% об., эмульгатор-стабилизатор - 1-3% об.;

3. нефть - 35-51% об., техническая (подтоварная) маломинерализованная вода - 47-63% об., эмульгатор-стабилизатор - 2% об.

Вязкость жидкости регулируется изменением водомасляного соотношения в диапазоне 750-2500 мПа с при скорости сдвига 2-600 с^-1. При вязкости менее 750 мПа с экранирующий эффект жидкости недостаточный, а при вязкости более 2500 мПа·с жидкость технически не может быть закачана в пласт. Выбранный диапазон скоростей сдвига характеризует реальные условия закачки жидкости в скважину.

Регламентируется соотношение плотностей высоковязкой гидрофобной жидкости и изолирующего твердеющего состава; они должны быть равными или с отклонением по величине друг от друга в любую сторону не более, чем на 60 кг/м³. Этот отличительный признак, наряду с регламентируемой вязкостью гидрофобной жидкости, исключает растекаемость изолирующего состава в полости горизонтального ствола и обеспечивает устойчивое расположение этого состава строго в интервале зоны водопритока, т.е. направленность и управляемость процессом изоляции водопритока. Разница в плотностях более 60 кг/м³ уже не позволяет удерживать изолирующий состав в расчетном интервале, и жидкости перемешиваются.

Важными отличительными признаками заявляемого способа являются качество и физико-химические свойства изолирующего состава. Состав при закачке в скважину и в пласт должен быть жидким, одновременно с этим он должен в дальнейшем в пласте стать твердым, одновременно состав после отверждения должен быть легкоудаляемым из полости горизонтального ствола бурением или растворением, например кислотой; в тоже время регламентировалась плотность изолирующего состава по сравнению с высоковязкой гидрофобной жидкостью.

В качестве подобного изолирующего состава могут быть использованы следующие рецептуры: твердеющий в пласте пеноцементномеловой, легкоразбуриваемый и кислоторастворимый состав, мас.ч.: цемент 37-60, мел 7-35, синтанол 0,5-0,7 и вода 38-40, а также цементномеловой, кислоторастворимый и легкоразбуриваемый состав, мас.ч.: цемент 30-50, мел 5-30 и вода 20-38, а также твердеющий, кислоторастворимый, полимерно-меловой состав, мас.ч: мел 70, ацетонформальдегидная смола 100, 6%-ый раствор едкого натра 30, а также твердеющий, кислоторастворимый, полимернофосфогипсовый состав, мас.ч.: фосфогипс 80, ацетонформальдегидная смола 100, 8%-ый раствор едкого натра 30.

Способ осуществляют следующим образом. По спущенной до забоя добывающей скважины с горизонтальным стволом колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) закачивают высоковязкую гидрофобную жидкость при открытой задвижке на межтрубье, заполняют ею всю полость горизонтального ствола. Колонну труб приподнимают, и башмак НКТ устанавливают в предполагаемый интервал водопритока. Закачку в скважину высоковязкой гидрофобной жидкости продолжают, но уже при закрытой задвижке на межтрубье, при этом она закачивается в интервал водопритока. Объем оторочки закачиваемой высоковязкой гидрофобной жидкости в пласт, заранее рассчитывают из условия отодвигания фронта воды от стенки скважины на 20-25 м, для этого необходимо закачать 2-10 м³ жидкости на 1 погонный метр интервала водопритока в зависимости от типа и свойств водоносного коллектора. Объем менее 2 м³ не обеспечивает требуемые условия водоизоляции, а закачка более 10 м³ на 1 погонный метр экономически нецелесообразна. После закачки оторочки высоковязкой гидрофобной жидкости в пласт, задвижку на межтрубье открывают, и начинают качать в скважину изолирующий состав; закачав расчетный объем состава (объем колонны НКТ плюс объем полости горизонтального ствола против интервала водопритока) и расположив его строго против интервала водопритока (при этом изолирующий состав в стволе скважины оказывается зажатым с обеих сторон в интервале водопритока высоковязкой гидрофобной жидкостью), задвижку на межтрубье закрывают, и изолирующий состав закачивают под давлением в интервал водопритока. Продавку осуществляют высоковязкой гидрофобной жидкостью. После расчетной продавки изолирующего состава в пласт, скважину оставляют под давлением на время структурирования и схватывания химических составов. После этого производят промывку ствола и забоя скважины от технологических жидкостей, обычно это осуществляют нефтью. При необходимости (если в горизонтальном стволе остался остаток изолирующего состава), производят закачку расчетного объема соляной кислоты для растворения остатков изолирующего состава.

Примеры конкретного выполнения. Предлагаемый способ испытан на скважине №1544 Ромашкинского месторождения. Длина открытого горизонтального ствола - 300 м. Интервал водопритока определен в середине ствола в 150 м от забоя и составлял 20 м.

До забоя спустили колонну НКТ диаметром 73 мм. По НКТ при открытой задвижке на межтрубье закачали 12 м³ (объем полости горизонтального ствола) высоковязкой гидрофобной жидкости следующей рецептуры, % об.: товарная девонская нефть - 38, пластовая девонская вода - 60, эмульгатор-стабилизатор эмультал - 2, и заполнили всю полость горизонтального ствола. Вязкость эмульсии равна 840 мПа·с при скорости сдвига 420 с^-1, плотность эмульсии равна 1098 кг/м³. Затем башмак колонны передвинули на отметку начала интервала водопритока, т.е. на 150 м от забоя. Задвижку на межтрубье закрыли, и закачали в интервал водопритока 80 м³ (из расчета 4 м³ на 1 погонный метр интервала водопритока) высоковязкой гидрофобной эмульсии, при этом давление в конце продавки в пласт поднялось до 9,0-9,5 МПа. Задвижку на межтрубье открыли, и по НКТ закачали 4,5 м³ изолирующего кислоторастворимого состава следующей рецептуры, мас.ч: мел 70, ацетонформальдегидная смола 100, 6%-ый раствор едкого натра 30, плотностью 1067 кг/м³. Этот расчетный объем позволил расположить изолирующий состав напротив интервала водопритока, т.е. в интервале 130-150 м от забоя. Далее задвижку на межтрубье закрыли, и изолирующий полимерномеловой состав продавили в пласт. Про давку осуществили 4,5 м³ высоковязкой гидрофобной эмульсией; давление в конце продавки - 8,5-9,0 МПа. Башмак колонны приподняли на 100 м. Скважину оставили в покое под давлением на 6 ч (время отверждения состава). Затем башмак колонны довели без осложнений до забоя, скважину промыли товарной нефтью в объеме ствола. Работы заняли время в течение 1 сут.

После выхода скважины на режим получены следующие результаты: обводненность снизилась в 3 раза, с 95-97% до 33-35%; дебит скважины по нефти увеличился в 5 раз, с 0,9-1,2 т/сут до 4,5-5,5 т/сут. Эффект стабильно продолжается в течение 9 мес.

На другой скважине №4629 (Бавлинская площадь) способ реализован по следующей технологии. Длина открытого горизонтального ствола - 305 м. Возможный первый интервал водопритока определен в середине ствола (длиной 35 м) и второй интервал водопритока - около забоя (длиной 30 м).

До забоя спустили колонну НКТ диаметром 73 мм. По НКТ при открытой задвижке на межтрубье закачали 13 м³ (объем полости горизонтального ствола) высоковязкой гидрофобной жидкости следующей рецептуры, % об.: товарная девонская нефть - 35, пластовая девонская вода - 62, эмульгатор-стабилизатор “Ялан” - 3. Таким образом заполнили всю полость горизонтального ствола высоковязкой гидрофобной жидкостью. Вязкость жидкости равна 1240 мПа·с при скорости сдвига 120 с^-1, плотность эмульсии равна 1100 кг/м³. Задвижку на межтрубье закрыли и закачали в пласт 130 м³ (из расчета 2 м³ на 1 погонный метр интервала водопритока) высоковязкой гидрофобной эмульсии, при этом давление в конце продавки в пласт поднялось до 12 МПа. Задвижку на межтрубье открыли, и по НКТ закачали 6,5 м³ изолирующего легкоразбуриваемого состава следующей рецептуры, мас.ч: мел 7, цемент 37, синтанол 0,7 и вода 38, плотностью 1100 кг/м³. Далее задвижку на межтрубье закрыли и изолирующий состав продавили в пласт. Продавку осуществили 4,5 м³ высоковязкой гидрофобной эмульсией; давление в конце продавки - 12,9 МПа. Башмак колонны приподняли на 150 м. Скважину оставили в покое под давлением на 16 ч (время отверждения состава). Затем башмак колонны довели без осложнений до забоя, скважину промыли товарной нефтью в объеме ствола. Работы продолжались в течение 2 сут.

После выхода скважины на режим получены следующие результаты: обводненность снизилась в 2,5 раза, с 97% до 40%; дебит скважины по нефти увеличился в 4 раза, с 0,9 т/сут до 4 т/сут. Эффект стабильно продолжается в течение 8 мес.

На соседней скважине №1542 (аналогичной со скв.1544 конструкции) был испытан известный способ по прототипу. В скважину закачали оторочку гидрофобной высоковязкой жидкости в объеме 75 м⁵, в качестве которой использовали эмульсию следующей рецептуры, % об.: нефть 40, пластовая вода 58, эмульгатор-гидрофобизатор 2. Вязкость жидкости 950 мПа·с при скорости сдвига 145 с^-1. После выдержки эмульсии в каналах водопритока под давлением в течение одного часа НКТ были подняты на поверхность. В интервал водопритока на НКТ спустили профильный перекрыватель на 6 дюймов. “Раздули” перекрыватель в интервале 150-170 м от забоя при давлении 18 МПа. Работы продолжались в течение 5 сут.

После выхода скважины на постоянный режим эксплуатации получены следующие результаты: снижение обводненности продукции с 93% до 78%, увеличение дебита нефти составило с 1,1 т/сут до 2,0-2,3 т/сут. Эффект продолжался в течение 3 мес.

Таким образом, промысловые испытания предлагаемого нового способа изоляции водопритока в добывающей скважине с горизонтальным стволом показали его высокую технологическую и экономическую эффективность. Планируется широкое промышленное внедрение данного способа, которое, несомненно, принесет существенный технико-экономический эффект.

1. Способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины, включающий спуск колонны труб, закачку в интервал водопритока пласта оторочки высоковязкой гидрофобной жидкости, отличающийся тем, что после спуска колонны труб при открытой задвижке на межтрубье всю полость горизонтального ствола заполняют высоковязкой гидрофобной жидкостью, затем при закрытой указанной задвижке производят указанную закачку при объеме оторочки 2-10 м³ высоковязкой гидрофобной жидкости на 1 погонный метр интервала водопритока, а после нее при открытой указанной задвижке производят закачку в скважину изолирующего состава, располагая его напротив интервала водопритока, закрывают указанную задвижку и продавливают изолирующий состав в интервал водопритока высоковязкой гидрофобной жидкостью, причем плотность изолирующего состава равна плотности высоковязкой гидрофобной жидкости или отклоняется не более чем на 60 кг/м³, а вязкость гидрофобной жидкости равна от 750 до 2500 МПа·с при скорости сдвига 2-600 с^-1.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве изолирующего состава применяют твердеющий в пласте кислоторастворимый или легкоразбуриваемый состав.

findpatent.ru

Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для изоляции водопритоков в горизонтальных стволах добывающих скважин. Технический результат - повышение эффективности изоляционных работ при сохранении нефтесодержащего интервала. В способе изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин, включающем закачку в призабойную зону раствора полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на время отверждения раствора полимера, в качестве раствора полимера используют гидрофобный полимерный тампонажный состав ГПТС, перед закачкой ГПТС в скважину закачивают сначала нефть, затем водонабухающий полимер ВНП АК-639, затворенный жидкостью затворения - пресной водой или глинистым раствором, ВНП АК-639 выдерживают в вертикальной части ствола скважины до полного поглощения им жидкости затворения, а затем замедленно продавливают его ГПТС в горизонтальный ствол для создания профилактического фильтрационного слоя, продавливают ГПТС нефтью, разбуривают отвержденный ГПТС, закачивают кислоту или дизельное топливо, или минерализованный раствор для удаления профилактического фильтрационного слоя.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для изоляции водопритоков в горизонтальных стволах добывающих скважин.

Известен способ обработки и изоляции призабойной зоны скважин, включающий закачку изолирующего состава на основе ПАА и кислоты [1]. Способ не эффективен в горизонтальных скважинах, прежде всего из-за того, что он пригоден к применению, когда известен интервал водопритока, а также из-за низкой закупоривающей способности ПАА, который "зашивается" в скважине, будучи продавленным в приствольную часть.

Известен другой способ изоляции водопритоков в горизонтальных стволах [2]. Принципиально способ, принятый в виде прототипа, представляется в следующем виде. Способ включает закачку гелеобразующего раствора полиакриламида и кислоты сначала в дальний конец интервала водопритока, а затем повторяют эту операцию вдоль интервала водопритока. Способ предназначен для проведения изоляции водопритока, когда известен его интервал.

При обводнении горизонтального ствола он заполняется водой. Вызов притока флюидов снижением давления в скважине не дает возможности с помощью каротажа определить, из какого интервала поступает нефть, из какого вода, т.к. интенсивность водопроявления при этом намного больше нефтепроявления. Этот способ не может быть применен, т.к. он не годится для применения, когда интервал водопритока неизвестно где расположен.

Так как в настоящее время нет способов определения интервалов водопритока в горизонтальном стволе обводненной ГС, существует проблема проведения изоляционных работ в горизонтальной скважине с созданием способа селективной изоляции, при котором закачиваемая смесь преимущественно попадает в интервал водопритока с минимальным проникновением ее в нефтенасыщенную часть горизонтального ствола.

В холодных скважинах при температуре +30°С, если в них продуктивная порода заполнена вязкой нефтью, то прокачивание тампонажного состава к месту водопритока не нанесет вред нефтяному пласту, т.к. при этой температуре в неразмытых породах и каналах вязкая нефть окажет достаточно высокое сопротивление проникновению состава.

В скважинах с маловязкой нефтью может специально закачиваться вязкая нефть для получения избирательного эффекта. Она попадает в зону водопритока с крупными размытыми каналами. Однако в "горячих" скважинах все эти способы не применимы, т.к. все вязкие нефти становятся текучими и не создают достаточного сопротивления проникновению в поры тампонажным составом.

В предложенном изобретении решается задача изоляции в "горячих" скважинах ограниченного интервала водопритока в горизонтальном стволе, проведенном в нефтяном пласте, представленном пористыми или мелкотрещиноватыми породами, например песчаниками. Причем о расположении этого ограниченного интервала водопритока в горизонтальном стволе нет данных, т.к. на сегодня отсутствуют методы их определения после обводнения горизонтальной скважины.

Технический результат - повышение эффективности изоляционных работ при сохранении нефтесодержащего интервала.

В способе изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин, включающем закачку в призабойную зону раствора полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на время отверждения раствора полимера, в качестве раствора полимера используют гидрофобный полимерный тампонажный состав ГПТС, перед закачкой ГПТС в скважину закачивают сначала нефть, затем водонабухающий полимер ВНП АК-639, затворенный жидкостью затворения - пресной водой или глинистым раствором, ВНП АК-639 выдерживают в вертикальной части ствола скважины до полного поглощения им жидкости затворения, а затем замедленно продавливают его ГПТС в горизонтальный ствол для создания профилактического фильтрационного слоя, продавливают ГПТС нефтью, разбуривают отвержденный ГПТС, закачивают кислоту или дизельное топливо, или минерализованный раствор для удаления профилактического фильтрационного слоя.

В качестве ГПТС может применяться, например, состав, содержащий в вес. частях: форполимер ФП-65-2 100, углеводородную жидкость 50-100, воду 2-3, наполнитель 1-10, ускоритель твердения УП 606/2 0,1-0,2.

В качестве кислоты может применяться, например, соляная кислота.

В качестве минерализованного раствора используется пластовая вода или специально приготовленный минерализованный раствор путем добавки в пресную воду хлористого кальция в количестве 3 мас.%.

Для приготовления глинистого раствора в пресную воду вводится 2-3 мас.% глинопорошка.

Сущность способа заключается в следующем.

В способе, включающем закачку ГПТС, сначала в горизонтальном стволе на его поверхности создают профилактический фильтрационный слой вязкопластичного материала, излишек которого отфильтровывается в размытые крупные каналы в интервале водопритока. Это обусловлено тем, что в пористые нефтесодержащие породы проникновение вязкопластичной жидкости ограничено из-за малого размера пор, тогда как ее проникновение в размытые каналы (поры) в интервале водопритока не вызывает затруднений. Появление размытых (дренированных) каналов - это следствие длительной во времени эксплуатации скважин с высоким процентом воды, добываемой попутно с нефтью. Обычно ремонтно-изоляционные работы в горизонтальных скважинах проводят, когда объем воды достигает 95-98% объема добываемой жидкости.

Выполнение способа изоляции интервала водопритока с применением вязкопластичного материала для создания профилактического фильтрационного слоя выполняется следующим образом. Сначала в скважину закачивается нефть в виде буфера для разделения ВНП от воды в горизонтальный ствол скважины, затем в вертикальную часть ствола скважины закачивается водонабухающий полимер АК-639, затворенный при соотношении не менее чем 1:100 на пресной воде или на глинистом растворе, например из бентонитовой глины. Выдерживается в нем до продавки в горизонтальный ствол в течение времени, необходимого до полного поглощения воды, но не менее 0,5 часа. Затем вязкопластичный состав продавливается в горизонтальный ствол.

Водонабухающий полимер АК-639 применяется в практике преимущественно 2-х марок: В-416 и В-615. Водопоглощающая способность у них на 1 г полимера более 100 г пресной воды. Причем водопоглощающему полимеру марки В-615 для поглощения 100 г пресной воды необходимо 15 мин, полимеру марки В-415 необходимо 30 мин. После выдержки водонабухающего полимера в стволе скважины он продавливается в горизонтальный ствол при одновременной закачке за ним гидрофобного полимерного тампонажного состава ГПТС. Продавка ведется замедленно, чтобы максимально использовать свойство вязкопластичных жидкостей обеспечивать высокую селективность по мере сохранения у них максимальных вязкостных свойств.

При наличии профилактического фильтрационного слоя ГПТС продавливается в интервал водопроявления. Причем продавка по горизонтальному стволу ведется нефтью. Изменение давления закачки будет свидетельствовать о том, что крупные раздренированные водой каналы в интервале водопритока заполнены ГПТС.

Пример исполнения.

В горизонтальную скважину спускаются НКТ до входа в горизонтальный ствол. В НКТ закачивается сначала буфер из нефти, затем водонабухающий полимер в пресной воде, делается его выдержка до полного поглощения им воды затворения. Затем закачивается в НКТ ГПТС. При этом ВНП продавливается в горизонтальный ствол. Продавка ведется на 1-й скорости работы ЦА-320, т.е. замедленно. Это позволяет доставлять в горизонтальный ствол ВНП в виде вязкопластичной структурированной жидкости, которая создает по стволу с проницаемой породой фильтрационный слой. При дальнейшей продавке ГПТС нефтью изоляционный материал уходит в зону водопритока, где расположена раздренированная попутно добываемой водой порода с крупными каналами. После отверждения ГПТС в горизонтальный ствол спускается долото с НКТ и разбуривается отвердевший состав. После освоения, если будет отмечен недостаточный дебит нефти, в скважину закачивается кислота или минерализованной раствор. Под воздействием кислоты или минерализованного раствора профилактический фильтрационный слой разрушается. Дебит скважины увеличивается.

Преимуществом заявленного способа является повышение эффективности ликвидации не установленного места водопритока в горизонтальном стволе (особенно в "горячей" скважине) обводненной скважины за счет предварительно созданного профилактического фильтрационного слоя из вязкопластичного состава, что позволяет сохранить продуктивную часть горизонтального ствола. Причем при этом способе используются селективные особенности закачки в проницаемую породу вязкопластичных жидкостей, проявляемые при низкой скорости их прокачки.

Источники информации

1. А.с. СССР, №836340, кл. Е 21 В 43/27, 1981 г.

2. Патент РФ №2101484, кл. Е 21 В 43/27, 1997 г. (прототип).

Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на время отверждения раствора полимера, отличающийся тем, что в качестве раствора полимера используют гидрофобный полимерный тампонажный состав ГПТС, перед закачкой ГПТС в скважину закачивают сначала нефть, затем водонабухающий полимер ВНП АК-639, затворенный жидкостью затворения - пресной водой или глинистым раствором, ВНП АК-639 выдерживают в вертикальной части ствола скважины до полного поглощения им жидкости затворения, а затем замедленно продавливают его ГПТС в горизонтальный ствол для создания профилактического фильтрационного слоя, продавливают ГПТС нефтью, разбуривают отвержденный ГПТС, закачивают кислоту, или дизельное топливо, или минерализованный раствор для удаления профилактического фильтрационного слоя.

findpatent.ru

Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами.

Известен способ изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора полиакриламида и кислоты. В известном способе в качестве раствора полиакриламида используют гелеобразующий раствор полиакриламида, объемы закачки гелеобразующего раствора полиакриламида и раствора кислоты продавливают в пласт водой повышенной плотности, операции начинают от дальнего конца интервала водопритока и повторяют по мере продвижения вдоль интервала водопритока, проводят технологическую выдержку для образования геля, промывают скважину углеводородной жидкостью от дальнего конца скважины. Дополнительно перед проведением изоляции водопритоков заполняют дальний продуктивный интервал скважины кислотой, проводят технологическую выдержку в режиме ванны и продавливают кислоту в пласт (патент РФ № 2101484, кл. Е21В 43/27, опубл. 10.01.1998).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора полимера, продавку раствора полимера водой, остановку скважины на время отверждения раствора полимера. В известном способе перед закачкой раствора полимера в скважину закачивают для создания профилактического фильтрационного слоя вязкую нефть с наполнителями, растворимыми в легкой нефти или кислоте, размер частиц которых больше размера пор и каналов в нефтеносной части горизонтального ствола, но меньше размеров каналов в зоне водопритока, в качестве раствора полимера используют гидрофобный полимерный тампонажный состав ГПТС, осуществляют продавку ГПТС сначала нефтью, затем водой, разбуривают отвержденный ГПТС, закачивают кислоту, или легкую нефть, или дизельное топливо, или дистиллят. Дополнительно при высокой приемистости в интервале водопритока в горизонтальный ствол после создания профилактического фильтрационного слоя в него закачивают гидрофобный тампонажный состав ГТС на основе углеводородной жидкости с гидрофильным порошковым материалом или смесь указанных ГТС и ГПТС (патент РФ № 2286447, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.10.2006 - прототип).

Недостатком известных способов является невысокая эффективность водоизоляции ввиду недостаточного прониковения водоизоляционных составов в пласт. В результате длительность эффекта водоизоляции не превышает одного-двух месяцев. При наличии системы поддержания пластового давления также не учитывается возможность закачки водоизоляционных составов через нагнетательные скважины. Нефтеотдача залежей оказывается невысокой. Кроме того, известные способы имеют достаточно сложные технические и технологические процессы.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции водопритока к горизонтальным скважинам и соответственно увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи, разрабатываемой данными скважинами, за счет их максимально длительной работы до полного обводнения.

Задача решается тем, что в способе снижения водопритока к горизонтальным скважинам, включающем выбор добывающей горизонтальной скважины, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу, согласно изобретению, предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза, в качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м³ - малосольную воду и/или воду с водородным показателем pH более 8,0 д.ед. - щелочную воду, закачку малосольной и/или щелочной воды осуществляют в выбранную добывающую скважину и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 500 м, нагнетательную скважину с начальным расходом, отличающимся друг от друга не более чем на 20% и большим, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до проведения мероприятия, закачку малосольной и/или щелочной воды ведут в течение времени не менее пяти суток, после чего добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до проведения мероприятия, циклы закачки малосольной и/или щелочной воды повторяют при росте обводненности скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора закаченной воды, при этом объём закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают.

Сущность изобретения.

На нефтеотдачу нефтяной залежи, разрабатываемой горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает длительность работы добывающих скважин до полного обводнения. Существующие технические решения не в полной мере позволяют снизить водоприток к горизонтальным скважинам. Неоднородность коллектора и разница в подвижности закачиваемой воды и нефти приводят неравномерному продвижению фронта закачки и к обводнению участков стволов скважин, вскрывающих наиболее проницаемые участки пласта. Для снижения водопритока к горизонтальным добывающим скважинам необходимо уменьшить фазовую проницаемость по воде в промытых участках пласта вдоль стволов скважин. Многочисленными исследованиями установлено, что в большинстве коллекторов закачка малосольной воды (под малосольной или пресной водой здесь и далее понимается вода с общей минерализацией солей не более 5 г/л) и/или щелочной воды приводит к снижению электростатических сил, удерживающих в порах глинистые мелкодисперсные частицы, их срыву с поверхности пор, миграции и забиванию поровых каналов. Причем забивание пласта происходит именно в тех участках, где движется и прорывается к участкам горизонтальных стволов закачиваемая вода. Поэтому фазовая проницаемость по нефти почти не изменяется, а по воде - снижается. Эффект аналогичен адсорбции закачиваемого агента при полимерном заводнении. Если пласт представлен трещиноватым коллектором, то вода проходит по трещинам и эффективность закачки малосольной и/или щелочной воды для снижения водопритока уменьшается. Поэтому предлагаемый способ осуществляют на преимущественно поровых коллекторах. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции водопритока к горизонтальным скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи с поровым типом коллектора за счет закачки малосольной и/или щелочной воды в добывающие скважины и оптимизации параметров закачки в нагнетательных скважинах. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

На участке нефтяной залежи выбирают горизонтальную добывающую скважину, к которой необходимо уменьшить водоприток. Приток воды может быть вызван как подтягиванием подошвенных или краевых вод, так и действием ближайших нагнетательных скважин. В данном способе рассматривается обводнение, вызванное нагнетательными скважинами. Добывающая скважина может и не иметь высокую степень текущей обводненности, тем не менее, в которой расчеты, например на гидродинамической модели, показывают прорыв воды в будущем.

Предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, отобранного с данной или ближайших соседних скважин. В ходе лабораторных экспериментов сначала экстрагированный и отвакуумированный керн насыщают пластовой или сточной водой (искусственной, приготовленной по данным ионного состава воды данного пласта), закачивают пластовую нефть (данного пласта), затем вытесняют нефть пластовой водой, закачивают нефть второй раз и вновь вытесняют нефть, но уже малосольной и/или щелочной водой. Закачку ведут с расходом 1 мл/мин, что исключает влияние страгивания большого количества мелкодисперсных частиц с поверхности пор за счет сил инерции. В качестве малосольной используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м³ в качестве щелочной воды - воду с водородным показателем pH более 8,0 д.ед. Выбор солей и прочих параметров закачиваемой в керн малосольной определяют по известному составу той пресной или малосольной воды, которую собираются закачивать в залежь. Для щелочной воды - аналогично, но с добавлением примесей, повышающих pH. Например, при наличии водоема пресной воды, проводят химический анализ данной воды и затем в лаборатории готовят «искусственную» воду с теми же характеристиками. Причем закачивать воду в керн из самого водоема можно только в случае ее очистки от механических примесей и микроорганизмов. Если хотят повысить pH воды, то добавляют пепел (золу), представляющий из себя остатки от сжигания твердых видов топлив.

Исследования показали, что при закачке воды с общей минерализацией солей более 5 г/л и плотностью более 1080 кг/м³, а также pH менее 8,0 д.ед., практически не наблюдается миграции мелкодисперсных частиц (за исключением частиц в несколько нанометров, наблюдаемых на выходе из образца и не влияющих на его проницаемость) и соответственно изменения фазовой проницаемости по воде.

В результате лабораторных экспериментов выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза. Следует отметить, что многочисленные лабораторные эксперименты показывают, что при закачке малосольной и/или щелочной воды в керны, абсолютная проницаемость снижается до определенной величины и далее стабилизируется. Поэтому закачивать малосольную и/или щелочную воду в реальный пласт в объемах больших, чем в ходе лабораторных тестов (с учетом соотношения поровых объемов керна и пласта) не имеет смысла.

Исследования показали, что при снижении фазовой проницаемости по воде менее чем в 1,5 раза при закачке малосольной и/или щелочной воды по сравнению с пластовой, прирост конечного коэффициента нефтеизвлечения по залежи не превышает 0,5%, что экономически не оправдывает затраты на закачку малосольной и/или щелочной воды. Поэтому если лабораторные исследования показывают отсутствие уменьшения фазовой проницаемости по воде более чем в 1,5 раза, то мероприятия по закачке малосольной и/или щелочной воды на скважине не проводят.

Далее в выбранную горизонтальную добывающую и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 500 м, нагнетательную скважину (вертикальную или горизонтальную) закачивают малосольную и/или щелочную воду. Начальный расход в добывающую и нагнетательную скважины устанавливают такой, чтобы он отличался друг от друга не более чем на 20% и был больше, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до проведения мероприятия. Согласно расчетам, если расход воды в добывающую и нагнетательную скважины отличается друг от друга более чем на 20%, это приводит к неравномерной выработки запасов нефти (после перевода добывающей скважины в добычу) и соответственно невысокому КИН. Более высокий расход воды по сравнению с тем, что был до мероприятия, позволяет дополнительно повысить подвижность мелкодисперсных частиц за счет инерционных сил. Если нагнетательная скважина расположена на расстоянии более 500 м, то, согласно исследованиям, закачка в нее малосольной и/или щелочной воды практически не оказывает влияние на нефтеотдачу.

Закачку малосольной и/или щелочной воды в добывающую и нагнетательную скважины ведут в течение времени не менее пяти суток, после чего добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до проведения мероприятия. За это время, согласно исследованиям, мелкодисперсные частицы успевают забить поровые каналы в обводнившихся участках пласта. Однако установлено, что для абсолютного большинства коллекторов, закачка менее пяти суток практически не приводит к снижению обводненности скважины. Также исследования подтвердили, что при отборе жидкости, частицы, забившие поровые каналы, не выходят обратно. Закачанная и смешанная с пластовой вода частично отбирается в течение нескольких суток, после чего обводненность скважины снижается.

Циклы закачки малосольной и/или щелочной воды повторяют при росте обводненности скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора закаченной воды, при этом объём закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают. Очевидно, что после первого цикла закачки малосольной воды и забивания поровых каналов в обводнившихся зонах пласта, пуск скважины в добычу приведет к тому, что вода, которая до этого была причиной обводнения скважины, начнет «искать» новые пути к забою скважины следуя наименьшему сопротивлению. Это соответственно приведет через некоторое время к новому росту обводненности. Для того, чтобы забить другие, вновь обводнившиеся участки пласта, необходимо провести повторно закачку малосольной воды, аналогично первому циклу. Исследования показали, что наибольший коэффициент нефтеизвлечения достигается при проведении повторного и каждого последующего цикла закачки при росте обводненности скважины на 10-30%. Увеличивающийся объём закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле, согласно расчетам, позволяет воде проникнуть глубже в пласт, относительно предыдущей закачки и забить более отдаленные участки пласта, что увеличивает период до следующей закачки и соответственно повышает нефтеотдачу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности изоляции водопритока к горизонтальным скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи, разрабатываемой данными скважинами, за счет их максимально длительной работы до полного обводнения.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. На участке нефтяной залежи, коллектор которой представлен терригенным поровым типом, выбирают горизонтальную добывающую скважину с дебитом нефти 3,1 т/сут, жидкости 44,3 т/сут, обводненностью 93% и забойным давлением 6 МПа, расположенную в чисто нефтяной зоне. Текущее пластовое давление в зоне отбора скважины 10 МПа.

Коллектор участка залежи залегает на средней глубине 1380 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 10 м. Средняя проницаемость коллектора 250 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 37 мПа·с, начальная нефтенасыщенность составляет 0,8 д.ед., начальное пластовое давление 14 МПа, давление насыщения нефти газом 2,5 МПа. Объемная глинистость коллектора в районе рассматриваемой скважины составляет 0,9%. Общая минерализация пластовой воды составляет 205,6 г/л, из которых 161,3 г/л приходится на соли NaCl, 9,4 г/л - MgCl₂, 0,7 г/л - MgSO₄, 34,1 г/л - CaCl₂, 0,1 г/л - NaHCO₃. Плотность пластовой воды составляет 1140 кг/м³.

На поверхности, в нескольких километрах от устья скважины имеется ведём с пресной водой. Общая минерализация данной пресной (малосольной) воды составляет 0,98 г/л, из которых 0,06 г/л приходится на соли NaCl, 0,06 г/л - MgCl₂, 0,18 г/л - MgSO₄, 0,29 г/л - CaCl₂, 0,39 г/л - NaHCO₃. Плотность малосольной воды составляет 1050 кг/м³.

Гидродинамическое моделирование показало, что обводнение горизонтальной скважины, после ее бурения и эксплуатации в течение 16 лет, вызвано прорывом «рукава» воды к участку ствола из от ближайшей вертикальной нагнетательной скважины, расположенной на расстоянии 500 м. И, согласно прогнозу, через ближайшие два года скважина может обводниться до 98% и более. Приемистость данной нагнетательной скважины составляет 60 м³/сут, закачивается сточная вода.

Предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта. Ввиду отсутствия керна по рассматриваемой скважине, керн берут из ближайшей соседней скважины, пробуренной после рассматриваемой через 5 лет. Объемная глинистость керна составляет также 0,9%. В ходе лабораторных экспериментов экстрагированный и отвакуумированный керн сначала насыщают искусственной пластовой водой (с общей минерализацией 205,6 г/л), приготовленной по данным ионного состава воды данного пласта. Закачивают пластовую нефть (данного пласта) и создают начальную водонасыщенность 0,2 д.ед. Затем вытесняют нефть этой же пластовой водой. Закачивают нефть второй раз и вновь создают начальную водонасыщенность 0,2 д.ед. Окончательно вытесняют нефть, но уже малосольной водой (с общей минерализацией 0,98 г/л и плотностью 1050 кг/м³). Закачку как нефти, так и воды в ходе лабораторных экспериментов ведут с расходом 1 мл/мин.

По результатам анализа лабораторных экспериментов установили, что при закачке искусственной пластовой воды, концентрация мелкодисперсных глинистых частиц не превышает 0,5·10^-3 г/л, а при закачке малосольной воды - составляет 100-200·10^-3 г/л. При этом фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности изменяется с 0,062 д.ед. (при закачке искусственной пластовой воды) до 0,041 д.ед. (при закачке малосольной воды), т.е. уменьшается в 1,5 раза. Соответственно при изменении водонасыщенности керна с начальной до максимальной, фазовая проницаемость по воде, при малосольном заводнении, при каждом значении водонасыщенности меньше в 1,5 раза по сравнению с закачкой пластовой воды.

Далее в выбранную горизонтальную добывающую скважину, а также в вертикальную нагнетательную скважину, являющуюся причиной обводнения добывающей, закачивают малосольную (пресную) воду из ближайшего поверхностного источника. Для этого воду предварительно очищают от механических примесей и микроорганизмов. Автотранспортом цистернами доставляют малосольную воду на устье скважин и закачивают в течение пяти суток в добывающую скважину с расходом 80 м³/сут, в нагнетательную скважину - с расходом 100 м³/сут. Приемистости в данных скважинах отличаются не более чем на 20% и превышают расход сточной воды в нагнетательную скважину до проведения мероприятия.

Таким образом, происходит забивание обводнившихся участков пласта не только возле добывающей скважины, но и возле нагнетательной (забиваются участки пласта от нагнетательной скважины, по которым происходит прорыв воды к добывающей скважине). Фазовая проницаемость по воде снижается и соответственно обводненность добывающей скважины уменьшается.

Затем добывающую скважину вновь переводят в добычу при тех же режимах, что и до закачки, т.е. с забойным давлением 6 МПа, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной воды с прежним расходом, т.е. 60 м³/сут. Режим работы добывающей скважины позволяет через неделю отбора закачанной воды и частично нефти выйти на следующие показатели по добыче: дебит нефти 6,9 т/сут, жидкости 27,6 т/сут, обводненность 75%.

Через два года эксплуатации обводненность скважины выросла на 30% относительно обводненности после проведения закачки малосольной воды и составила 75·1,3=98%. Цикл закачки малосольной воды повторяют, но объем закачиваемой воды увеличивают. Таким образом, закачивают малосольную воду в течение восьми суток в добывающую скважину с расходом 100 м³/сут, в нагнетательную скважину - с расходом 120 м³/сут.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи, за это время проводят восемь циклов закачки малосольной воды.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Нагнетательная скважина является горизонтальной. В качестве малосольной используют воду с общей минерализацией солей 5 г/л и плотностью 1080 кг/м³. Циклы закачки повторяют при росте обводненности скважины на 10% относительно обводненности после проведения очередного цикла закачки и отбора закаченной воды. После трех циклов закачки малосольной воды переходят на четвертом цикле к закачке щелочной воды с водородным показателем pH 8,0 д.ед. Для приготовления щелочной воды в сточную воду добавляют пепел из расчета 50 кг/м³ и отстаивают в течение суток, после чего закачивают в пласт.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. В каждом цикле, начиная с первого, закачивают щелочную воду с pH 9,0 д.ед., приготовленную добавлением пепела в сточную воду.

Пример 4. Выполняют, как пример 2. В каждом цикле, начиная с первого, закачивают щелочную воду с pH 9,0 д.ед., приготовленную добавлением пепела в малосольную воду с общей минерализацией солей 1,5 г/л.

В результате разработки участка залежи, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто 133,2 тыс.т нефти за 31 год эксплуатации, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,439 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 113,5 тыс.т нефти за 28 лет эксплуатации ввиду более раннего обводнения скважины, КИН составил 0,374 д.ед. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу - 0,065 д.ед.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи участка залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности изоляции водопритока к горизонтальным скважинам и увеличения коэффициента нефтеизвлечения залежи.

edrid.ru

Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к строительству, эксплуатации и ремонту пологих и горизонтальных скважин, оборудованных хвостовиком-фильтром, с изоляцией притока пластовых вод. Обеспечивает повышение точности закачки водоизолирующей композиции в интервал поступления пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах без их глушения. Сущность изобретения: способ предусматривает изоляцию притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах, оснащенных в продуктивных пластах хвостовиком-фильтром, разделенным на участки сплошными и фильтровыми секциями с установленными на каждом участке сплошных секций пакерами и соединенным с лифтовой колонной, диаметр которой больше или равен диаметру хвостовика-фильтра. Согласно изобретению по мере подъема уровня воды в продуктивном пласте, последовательно, без глушения скважины, производят спуск на гибкой трубе через устьевой герметизатор в хвостовик-фильтр перфорационного заряда. Создают перфорационные отверстия под пакером в зоне притока пластовых вод. Извлекают гибкую трубу. Затем спускают на ней пакер-пробку с циркуляционными отверстиями. Герметизируют трубное пространство над зоной притока пластовых вод на участке сплошной секции и закачивают на поглощение в обводненный участок пласта под пакер-пробку технологическую жидкость для оттеснения пластовой воды. Заполняют эту зону тампонирующей смесью. После этого гибкую трубу отсоединяют от пакер-пробки, приподнимают ее над пакер-пробкой для закрытия циркуляционных отверстий и извлекают из скважины. После демонтажа устьевого герметизатора скважину запускают в работу с эксплуатацией пласта выше пакер-пробки. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к строительству, эксплуатации и ремонту пологих и горизонтальных скважин, оборудованных хвостовиком-фильтром, с изоляцией притока пластовых вод.

Известен способ изоляции пластовых вод в горизонтальных скважинах с открытым забоем, заключающийся в закачке в обводненный интервал водоизолирующей композиции с последующей установкой металлического перекрывателя (патент РФ №2114990, кл. 6 E21B 43/32, 33/13, 1996).

Недостатком указанного способа является необходимость глушения скважины и большая трудоемкость работ по установке металлического перекрывателя.

Наиболее близким техническим решением является способ изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах, оборудованных хвостовиком-фильтром с закачкой водоизолирующей композиции с помощью безмуфтовой длинномерной трубы (патент РФ №2235873, кл. 6 E21B 43/32, 33/13, 2004).

Недостатком данного способа является недостаточная точность в закачке водоизолирующей композиции в интервал поступления пластовых вод, так как при продавке в пласт интервал поглощения будет находиться в наиболее проницаемой части ствола, а также необходимость глушения скважины, что ухудшает последующие эксплуатационные характеристики необводненной части пласта.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах с хвостовиком-фильтром без ухудшения эксплуатационных характеристик необводненной части пласта.

Технический результат предлагаемого изобретения - повышение точности закачки водоизолирующей композиции в интервал поступления пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах без их глушения.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах, оснащенных в продуктивных пластах хвостовиком-фильтром, разделенным на участки сплошными и фильтровыми секциями с установленными на каждом участке сплошных секций пакерами и соединенным с лифтовой колонной, диаметр которой больше или равен диаметру хвостовика-фильтра, заключается в том, что, по мере подъема уровня воды в продуктивном пласте, последовательно, без глушения скважины, производят спуск на гибкой трубе через устьевой герметизатор в хвостовик-фильтр перфорационного заряда, создают перфорационные отверстия под пакером в зоне притока пластовых вод, извлекают гибкую трубу, затем спускают на ней пакер-пробку с циркуляционными отверстиями, герметизируют трубное пространство над зоной притока пластовых вод на участке сплошной секции, и закачивают на поглощение в обводненный участок пласта под пакер-пробку технологическую жидкость, например раствор полимера или углеводородную жидкость, или гидрофобную эмульсию, для оттеснения пластовой воды, заполняют эту зону тампонирующей смесью, например цементным раствором или быстросхватывающейся смесью, после чего гибкую трубу отсоединяют и приподнимают над пакер-пробкой для закрытия циркуляционных отверстий в пакер-пробке, и извлекают из скважины, которую затем, после демонтажа устьевого герметизатора, запускают в работу с эксплуатацией пласта выше пакер-пробки.

На фиг.1 приведена предлагаемая конструкция пологой скважины. На фиг.2 показан спуск в интервал притока пластовых вод перфорационного заряда и создание отверстий. На фиг.3 показана установка над зоной притока пластовых вод пакер-пробки.

Скважина 1 оснащена хвостовиком-фильтром 2, установленным в продуктивном пласте, имеющем глинистые прослои или прослои с низкой проницаемостью. Хвостовик-фильтр 2 соединен с лифтовой колонной 3, диаметр которой для спуска пакер-пробки должен быть больше или равен диаметру хвостовика. Хвостовик 2 разделен на участки, содержащие сплошные секции 4 и фильтровые секции 5, оснащенные щелевым или сетчатым фильтроэлементом. На каждом участке сплошных секций 4 установлены пакеры 6. Пакеры 6 устанавливают в глинистых прослоях пласта или в прослоях пласта с низкой проницаемостью.

Способ реализуют следующим образом.

По мере эксплуатации скважины 1 поднимается уровень подстилающей пластовой воды и, когда он достигает нижней фильтровой секции, вода поступает в хвостовик 2, и скважина начинает работать с водой. Для проведения водоизоляционных работ скважину останавливают закрытием задвижек эксплуатационного оборудования 7. В верхней части эксплуатационного оборудования устанавливают герметизатор (превентор) 8, через который на гибкой трубе 9 сквозь лифтовую колонну 3 спускают перфорационный заряд 10, в интервале притока пластовых вод создают отверстия 11 диаметром, достаточным для закачки технологической жидкости и тампонирующей смеси. После этого гибкую трубу поднимают на поверхность, оснащают пакер-пробкой 12, например пакер-пробкой заливочной с циркуляционными отверстиями и технологическим инструментом в виде установочной компоновки, выполненной с возможностью закрытия циркуляционных отверстий после завершения операции (например, по типу решения, изложенного в RU 94628 U1, 27.05.2010).

Пакер-пробку спускают в скважину и располагают выше перфорационных отверстий 11 на участке сплошной секции 4. В гибкую трубу закачивают технологическую жидкость, например полимерный раствор на основе полиакриламида, созданием давления в гибкой трубе с помощью исполнительного механизма гидравлической установочной компоновки распакеровывают пакер-пробку 12, затем повышают давление в гибкой трубе, открывают канал в установочной компоновке в подпакерную зону и закачивают полимерный раствор на поглощение под пакер-пробку 12 через циркуляционные отверстия 11 в зону притока пластовых вод для оттеснения воды, а затем закачивают тампонажную смесь, например цементный раствор на основе мелкодисперсного тампонажного цемента. После закачки и продавки цементного раствора под пакер-пробку 12 гибкую трубу отсоединяют от пакер-пробки для закрытия циркуляционных отверстий в пакер-пробке 12 и извлекают из скважины.

После демонтажа устьевого герметизатора (превентора) 8 скважину запускают в работу с эксплуатацией пласта, расположенного выше пакер-пробки 12. При дальнейшей эксплуатации скважины и подъеме уровня воды до следующей фильтровой секции операции по изоляции притока пластовых вод повторяют. Тем самым создают надежный экран для продвижения подошвенной воды из зоны водопритока как за хвостовиком, так и внутри него, в точно установленное место без глушения скважины.

Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах, оснащенных в продуктивных пластах хвостовиком-фильтром, разделенным на участки сплошными и фильтровыми секциями с установленными на каждом участке сплошных секций пакерами и соединенным с лифтовой колонной, диаметр которой больше или равен диаметру хвостовика-фильтра, заключающийся в том, что по мере подъема уровня воды в продуктивном пласте последовательно без глушения скважины производят спуск на гибкой трубе через устьевой герметизатор в хвостовик-фильтр перфорационного заряда, создают перфорационные отверстия под пакером в зоне притока пластовых вод, извлекают гибкую трубу, затем спускают на ней пакер-пробку с циркуляционными отверстиями, герметизируют трубное пространство над зоной притока пластовых вод на участке сплошной секции и закачивают на поглощение в обводненный участок пласта под пакер-пробку технологическую жидкость для оттеснения пластовой воды, заполняют эту зону тампонирующей смесью, после чего гибкую трубу отсоединяют от пакер-пробки, приподнимают ее над пакер-пробкой для закрытия циркуляционных отверстий и извлекают из скважины, которую затем, после демонтажа устьевого герметизатора, запускают в работу с эксплуатацией пласта выше пакер-пробки.

findpatent.ru

Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах

Способ реализуют следующим образом.

edrid.ru

Способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения и изоляции водопритоков в горизонтальные стволы добывающих скважин. Способ включает закачку полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на период структурообразования полимера. Перед закачкой раствора полимера в каждый интервал в скважину закачивают блокирующую жидкость с оптимальным временем "жизни", в течение которого обеспечивается закачка в изолируемый интервал заданного объема полимера, по прошествии которого происходит саморазрушение блокирующей жидкости, в объеме, необходимом для заполнения горизонтального ствола от забоя скважины до ближней от забоя границы интервала обработки раствором полимера. После выдержки на период структурообразования полимера в последнем обрабатываемом интервале в скважину закачивают деструктор полимера, который затем продавливают водой в пласт в ближнюю прискважинную зону и выдерживают на период разрушения полимера в этой зоне. Технический результат - повышение эффективности изоляции притока воды в горизонтальные скважины. 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения и изоляции водопритоков в горизонтальные стволы добывающих скважин.

Известен способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин с использованием безмуфтовой длинномерной трубы, заключающийся в заполнении горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью и последующей закачке водоизолирующей композиции в обводненный интервал пласта (патент РФ №2235873, кл. 7 Е21В 43/32, 33/13, 2003).

Недостатком указанного способа является привлечение дополнительного оборудования, в частности безмуфтовой длинномерной трубы, увеличение числа спускоподъемных операций и времени осуществления мероприятия, сложность осуществления продавливания водоизолирующей композиции в интервал изоляции методом уходящей заливки, при котором скорость заполнения изолируемого интервала горизонтального ствола должна соответствовать скорости подъема безмуфтовой длинномерной трубы. Недостатком также является то, что способ применим только в случае, когда точно определено расположение интервалов водопритоков.

Известен другой способ изоляции пластовых вод в необсаженном горизонтальном участке добывающей скважины, согласно которому после спуска колонны НКТ до забоя горизонтального участка ствола скважины межтрубное пространство необсаженного горизонтального участка заполняют цементным раствором, модифицированным поливинилацетатным реагентом, проводят выдержку в течение 2-3 часов с последующей промывкой скважины (патент РФ №2273722, кл. Е21В 33/13, 2004). Согласно способу напротив интервалов водопроявляющих пластов образуют тонкую плотную водонепроницаемую корку.

Недостатком способа является возможность быстрого прорыва изолируемой воды в горизонтальный ствол скважины вдоль тонкой непроницаемой корки в скважину. Этому способствует то, что, как правило, горизонтальные стволы пробурены вдоль напластования пород, а проницаемость пород вдоль напластования значительно выше, чем в поперечном направлении. Поэтому пластовая вода может легко фильтроваться по напластованию пород вдоль тонкой непроницаемой корки и прорываться в полость горизонтального ствола.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин (патент РФ №2286447, кл. Е21В 43/27, 2004).

Способ включает закачку в призабойную зону для создания профилактического слоя вязкой нефти с наполнителями, растворимыми в кислоте или легкой нефти, размер частиц которых больше размера пор и каналов в нефтеносной части горизонтального ствола, но меньше размеров каналов в зоне водопритока, последующую закачку полимера или состава на основе углеводородной жидкости с гидрофильным порошковым материалом или их смеси, продавку полимера или состава на основе углеводородной жидкости с гидрофильным порошковым материалом или их смеси, остановку скважины на время отверждения полимера или состава на основе углеводородной жидкости с гидрофильным порошковым материалом или их смеси, разбуривание отвержденного полимера или состава на основе углеводородной жидкости с гидрофильным порошковым материалом или их смеси, закачку кислоты или легкой нефти, или дизельного топлива, или дистиллята.

Недостатком указанного способа является сложность создания надежного профилактического слоя, который будет зависеть от выбора оптимального размера наполнителей вязкой нефти, в противном случае возможно значительное снижение проницаемости зоны водопритока и уменьшение коэффициента селективности последующей закачки самого тампонирующего состава. Недостатком также является необходимость разбуривания отвержденного тампонирующего состава или смеси тампонирующих составов.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности изоляции притока воды в горизонтальные скважины, причем также в протяженные горизонтальные скважины как с обсаженным или открытым забоем, так и оборудованные хвостовиком-фильтром, при повышенной пластовой температуре, когда неизвестно расположение зоны притока воды.

Технический результат заключается в создании эффективного способа изоляции притока воды в горизонтальные скважины, обеспечивающего селективное проникновение водоизолирующей композиции преимущественно в область водопритока, причем также в протяженные горизонтальные скважины как с обсаженным или открытым забоем, так и оборудованные хвостовиком-фильтром, при повышенной пластовой температуре, когда неизвестно расположение зоны притока воды,

Сущность изобретения заключается в том, что в способе поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины, включающем закачку полимера в каждый интервал, продавку раствора полимера водой, остановку скважины на период структурообразования полимера после обработки каждого интервала, перед закачкой раствора полимера в каждый интервал в скважину закачивают блокирующую жидкость с оптимальным временем "жизни", в течение которого обеспечивается закачка в изолируемый интервал заданного объема полимера, по прошествии которого происходит саморазрушение блокирующей жидкости, в объеме, необходимом для заполнения горизонтального ствола от забоя скважины до ближней от забоя границы интервала обработки раствором полимера, после выдержки на период структурообразования полимера в последнем обрабатываемом интервале в скважину закачивают деструктор полимера, который затем продавливают водой в пласт в ближнюю прискважинную зону и выдерживают на период разрушения полимера в этой зоне.

Новым является то, что горизонтальную скважину обрабатывают поинтервально, начиная с дальней зоны от забоя скважины, продвигаясь к забою, каждый раз отсекая область, необрабатываемую полимером, заполнением этой части горизонтального ствола блокирующей саморазрушающейся жидкостью с заданным временем "жизни", что позволяет проводить обработку протяженных скважин в условиях повышенных температур, когда сплошная закачка в весь горизонтальный ствол полимерного состава ограничена малым временем гелеобразования и может быть осложнена преждевременным образованием гелевой структуры в стволе скважины, кроме того, не требуется последующее разбуривание отвержденного полимера.

В качестве блокирующей саморазрушающейся жидкости может применяться, например, водный раствор эмульсии обратного типа, содержащий, вес.ч.: дизельное топливо 25-38, эмульгатор Ялан 9-1 0,5-5, вода 62,5-70.

В качестве полимерного состава может применяться, например, состав, содержащий, вес.ч.: полиакриламид 1-2,5, вода 97-98,8, сшивающий агент ацетат хрома 0,2-0,5.

В качестве деструктора полимера может применяться, например, состав, содержащий, вес.ч.: монопероксигидрат мочевины 5-20, вода 80-95.

Представленные чертежи поясняют схему реализации способа в открытом горизонтальном стволе на примере трехинтервальной обработки.

На фиг.1 представлены открытый горизонтальный ствол 1, расположение блокирующей жидкости 2, водоизолирующей композиции 3 при проведении обработки первого интервала, продавливающей жидкости 4.

На фиг.2 представлены открытый горизонтальный ствол 1, расположение блокирующей жидкости 2, структурированного полимера в пласте 5, водоизолирующей композиции 3 при проведении обработки второго интервала, продавливающей жидкости 4.

На фиг.3 представлены открытый горизонтальный ствол 1, расположение структурированного полимера в пласте 5, водоизолирующей композиции 3 при проведении обработки третьего интервала, продавливающей жидкости 4.

На фиг.4 представлены открытый горизонтальный ствол 1, расположение структурированного полимера в пласте 5, деструктора полимера 6 при проведении обработки всего горизонтального ствола, продавливающей жидкости 4.

На фиг.5 представлены открытый горизонтальный ствол 1, расположение продавливающей жидкости 4 и структурированного полимера в пласте 5 после деструкции полимера в приствольной зоне.

Пример реализации способа.

Горизонтальная скважина имеет открытый ствол протяженностью 900 м и диаметром 152 мм. Интервал поступления воды в скважину неизвестен. Принято решение о проведении водоизоляционных работ с поэтапной трехинтервальной обработкой по длине горизонтальной скважины.

Водоизоляционные работы проводят в следующей последовательности.

В скважину через колонну НКТ закачивают 9,2 м³ блокирующей жидкости, следом за которой закачивают раствор полимера в объеме 45 м³. Закачку первоначально ведут при открытой затрубной задвижке, при достижении блокирующей жидкости башмака НКТ задвижку закрывают. Поскольку блокирующая жидкость не фильтруется в пласт, она оттесняется полимером до забоя скважины, блокируя дальнюю часть ствола от проникновения полимера. Полимер фильтруется в пласт в первый интервал, т.е. в ту область скважины, которая не заполнена блокирующей жидкостью, причем в большей степени в область водопритока, что достигается селективностью фильтрации полимера. Продавку полимера осуществляют водой. После чего проводят технологическую выдержку на период гелеобразования и саморазрушения блокирующей жидкости продолжительностью 12-24 часов.

Затем при открытой затрубной задвижке в скважину закачивают 4,6 м³блокирующей жидкости, следом за которой закачивают раствор полимера в объеме 45 м³, при достижении блокирующей жидкости башмака НКТ задвижку закрывают. Продавку полимера осуществляют водой. В этом случае блокирующая жидкость также оттесняется на забой скважины, а полимер преимущественно фильтруется в пласт во второй интервал, т.е. в ту область скважины, которая не занята блокирующей жидкостью и структурированным гелем, причем в большей степени в область водопритока, что достигается селективностью фильтрации полимера. После чего проводят очередную технологическую выдержку на период гелеобразования и саморазрушения блокирующей жидкости продолжительностью 12-24 часов.

На следующем этапе в скважину при открытой затрубной задвижке закачивают 45 м³ полимера, при достижении полимера башмака НКТ задвижку закрывают, продавливание полимера проводят водой, при этом полимер фильтруется преимущественно в третий интервал, также в большей степени в область водопритока, что достигается селективностью фильтрации полимера. Проводят очередную технологическую выдержку на период гелеобразования продолжительностью 12-24 часов.

На следующем этапе в скважину при открытой затрубной задвижке закачивают 14 м³ деструктора полимера, при достижении деструктора башмака НКТ задвижку закрывают, вытесняют деструктор из скважины в ближнюю приствольную область. Продавливание деструктора проводят водой, при этом деструктор проникает в пласт достаточно равномерно по всей длине горизонтального ствола в соответствии с кинетикой химического взаимодействия. Проводят очередную технологическую выдержку на период разрушения геля в приствольной области в течение 6 часов.

Способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины, включающий закачку полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на период структурообразования полимера, отличающийся тем, что перед закачкой раствора полимера в каждый интервал в скважину закачивают блокирующую жидкость с оптимальным временем "жизни", в течение которого обеспечивается закачка в изолируемый интервал заданного объема полимера, по прошествии которого происходит саморазрушение блокирующей жидкости, в объеме, необходимом для заполнения горизонтального ствола от забоя скважины до ближней от забоя границы интервала обработки раствором полимера, после выдержки на период структурообразования полимера в последнем обрабатываемом интервале, в скважину закачивают деструктор полимера, который затем продавливают в пласт в ближнюю прискважинную зону и выдерживают на период разрушения полимера в этой зоне.

findpatent.ru

Технология изоляции притока подошвенной воды в скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.245+622.279.7 Ю.В. Шульев, С.Б. Бекетов

ТЕХНОЛОГИЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ В СКВАЖИНАХ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

~ШУ* ак показывает опыт, поступление

XV пластовой воды в эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях, а также подземных хранилищах газа (ПХГ) очень часто происходит из подошвенной части пласта (рис. 1). Основными причинами водопритоков являются:

- некачественная цементная крепь скважины и, как следствие, подъем воды в зону перфорации из водоносной части пласта по заколонному пространству;

- подъем гозоводяного контакта в целом в зоне расположения скважины (в результате отбора газа из месторождения, ПХГ) и обводнение нижней части интервала перфорации;

- разрушение цементной крепи в интервале продуктивных отложений под действием физико-химических факторов.

С целью ликвидации притока подошвенной воды эффективной является технология, предусматривающая установку моста в нижней части интервала перфорации с заполнением призабойной части пласта (ПЗП) в обводнившейся зоне тампонирующей смесью. Ликвидация притока пластовой воды в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) является одной из сложных задач, для решения которой необходимо применение тампонирующих растворов (ТР), совместимых с флюидами пласта, а также правильного определение комплекса технологических параметров процесса установки изоляци-

онного экрана в ПЗП и моста в скважине на заданной глубине. Применяемый ТР должен создавать непроницаемый экран в водонасыщенной части пласта и создавать прочный мост в скважине (рис. 1, б).

Такие ремонтные работы проводятся в заглушенных скважинах. Причем серьезным осложнением при проведении работ является отсутствие уровня технологической жидкости в заглушенной скважине на устье. Как свидетельствует опыт, чем больше пластовое давление отличается от статического создаваемого столбом жидкости в стволе скважины (т.е. чем ниже статический уровень от устья скважины) тем выше риски и ниже прог-нозируемый коэффициент успешности технологической операции. Следует особо отметить, в таких условиях повышается роль научного подхода к планированию и проведению ре-

монтных работ.

На рис. 1 показана схема реализации технологии ликвидации притока подошвенной воды в нефтяных и газовых скважинах. Движение воды в скважину может происходить как непосредственно из подошвы газового пласта 5, так и по некачественной заколонной крепи из нижележащей неперфорированной части водоносных отложений 4 (рис. 1, а).

Для проведения ремонта скважина глушится, НКТ заменяются на рабочий инструмент, который допускается до ис-

кусственного забоя НЗаб (рис. 1, б). Через инструмент на забой закачивается расчетное количество тампонирующего раствора (рис. 1, в), который заполняет зумпф скважины и ПЗП для создания водоизоляционного экрана непосредственно вокруг скважины (рис. 1, г). Инструмент приподнимается до Нз^д и мост подрезается промывкой. В качестве промывочного агента используется пена. При этом производится вызов притока углеводородов из пласта. В водоносной части пласта там-понажный раствор образует водоизоляционный экран, а из углеводородонасыщенной части пласта удаляется потоком углеводородов. Инструмент 8 заменяют на НКТ 7 и скважина вводится в работу. Искусственный забой после проведения работ изменился, в скважине установлен цементный мост с кровлей на глубине НЗаВ (рис. 1, д).

С целью создания водоизоляционного экрана для ликвидации притока пластовой воды, поступающей в скважину, объем тампонирующего раствора (или суммарный объем растворов) УТС необходимый для проведения ремонтных работ, рассчитывается из условия обеспечения изоляции прискважин-ной зоны пласта (изолируемой зоны) и создания цементного стакана в скважине:

Vтc = Кп + Vцc (1)

где Vизп - объем ТР, заполняющий зону изоляции пласта, м3; Vцс - объем ТР, обра-

~ 3

зующий цементный стакан в скважине, м .

С целью определения требуемого объема VТС с учетом конкретных геологотехнологических условий для проведения качественных РИР на данной скважине, необходимо выполнение операции по определению технологических параметров процесса [1, 2, 3, 4].

Приемистость скважины определяется на основании кратковременного испытания при избыточном давлении на поглощающий пласт.

1. Отбивается статический уровень жидкости в скважине Н ст.

2. Осуществляется закачка жидкости в затрубное пространство с постоянной производительностью Оа до момента стабилизации уровня в трубах, что соответствует динамическому уровню Н дин (рис. 1, б). С целью повышения объективности получаемой информации исследования проводятся при различной производительности нагнетающего агрегата.

3. В процессе нагнетания жидкости отслеживается изменение уровня в инструменте 8 и время проведения операции до момента стабилизации динамического уровня Н дин (соответственно при различных темпах нагнетания жидкости в скважину).

4. Строятся графические зависимости изменения уровня (забойного давления) во времени при различных производительностях агрегата

Рзаб = Г (Оа; t) .

5. Определяется коэффициент приемистости скважины по формуле:

Оа Оа Оа

Р - Р

' заб ' п

' дин Н ст)

(2)

АР рд (Нд где Оа - расход закачиваемой жидкости при установившемся уровне, см3/с; АР -репрессия на пласт, МПа, и определяется по формуле:

АР = рд(Ндин - НсП) •

6. С момента стабилизации динамического уровня прекращается закачка жидкости в скважину.

С целью повышения достоверности получаемой информации выполняется испытание скважины на приемистость

////////////////*

////////////////>

✓/////////////✓Л

////✓/////✓/////>

////////////////>

///////////////Г*

////////////////>

////////////////*

Рис. 1. Схема изоляции притока подошвенной воды: 1 - стенка скважины; 2 - эксплуатационная колонна; 3 - интервал перфорации; ¥ - водонасыщенные пласты; 5 - газонасыщенный пласт; 6 - ГВК; 7 - НКТ; 8 - рабочий инструмент; 9 - пачка тампонирующего раствора

Рис. 1 (продолжение). Схема изоляции притока подошвенной воды: 10 - тампонирующий раствор; 11 - ПЗП; 12 - водоизоляционный экран; 13 - цементный мост.

не менее трех режимов закачки жидкости. По полученным данным строится график зависимости репрессии (установившегося уровня) от расхода жидкости, закачиваемой в пласт АР = f (Оа).

Усредненный коэффициент приемистости скважины получается при использовании данных полученного графика по формуле (2), или по формуле:

Vип = VПз = Оа ■ tпз - (Нпз - Нст)( Экп + в„)

кСр = П ±к;

п !=1

(3)

(4)

Н - Н

здесь Н = Н дин ст •

здесь Нпз Н дин . я ;

АР„,

где К■ - коэффициент приемистости

скважины, определяемый на /-том режиме закачки; п - количество режимов закачки жидкости (операций проверки скважины на приемистость).

Обработку зависимости изменения забойного давления (уровня жидкости) во времени в процессе закачки жидкости в скважину удобно выполнить в полулогарифмических координатах:

- ось абсцисс х = 1п t;

- ось ординат у = АР .

По аналогии с гидродинамическими процессами в пласте при испытании скважины методом восстановления давления (метод обработки КВД) криволинейный участок зависимости на графике АР = f (1п t) характеризует прискважин-ную зону пласта [5].

Например, в результате соответствующей обработки фактических данных полученных при закачке жидкости в пласт на графике отмечаются два участка: криво -линейный и прямолинейный. Первый участок (от начала координат до точки излома (1п tпз, АРпз) характеризует присква-

жинную зону пласта. Правомерно допущение, что жидкость, поглощаемая пластом, в течение времени tпз заполнит при-скважинную зону пласта. Данное допущение дает возможность определить расчетный объем смеси, требуемый для заполнения зоны изоляции пласта, Vизп, учитывая фактические условия:

где tпз - время закачки воды в скважину, в течение которого жидкость движется по прискважинной зоне пласта, с; Н пз - динамический уровень в скважине, соответствующий моменту времени tпз, м; Бкп -площадь поперечного сечения кольцевого

2 о

пространства, м ; Бт- площадь поперечного сечения трубного пространства, м2.

Объем Vизп можно определить по формуле:

Vизп = Оа • Т - (Ндин - Н ст) ( ^ (5)

где Т - время закачки воды в скважину до момента установившегося динамического уровня, с.

Объем ТР, образующий стакан в стволе скважины, Vцc, определяется по формуле

^с = К - Бкп (6)

где Г1цс - высота стакана в кольцевом пространстве скважины, м.

Согласно закону Дарси для плоскорадиального потока несжимаемой жидкости объемный расход определяется по формуле [6]:

О = РаО - Рпл) = -АР

П- !п(К, / Гс) п- / гс) К>

Разделим правую и левую часть равенства на репрессию АР :

О 2хМ

АР п- \п(ИК / Гс)

(8)

Выразим левую часть, как коэффициент приемистости скважины для жидкости:

Q 2лкИ

Кв = — =----------------------. (9)

АР Пв • 1п(Як/гс )

Примем обозначение:

2nkh

Впл =-----------= const.

InR / rc)

Тогда справедливо соотношение:

К'в Пв = К’ц ■ Пц (Ю)

где Кц - коэффициент приемистости скважины для ТР; цц - вязкость ТР.

Исходя из определения коэффициента приемистости скважины, можно определить технологические параметры закачки ТР в пласт:

- при заданной репрессии на пласт АР расход ТР:

К'в Пв •АР

Q,, =■

(11)

АР = ■

К’е'Пв

(12)

- время проведения технологической операции tТО должно удовлетворять условию:

t - tозц

ТО - n при этом: tm = tТС +16,

nd2

(ІЗ)

tТС = V'тс. / Q , te =■

- при заданном расходе Qц требуемая репрессия:

QЦ Пц

где tозц - время загустевания тампонирующего раствора, с; п - коэффициент запаса, ед; tТС - время приготовления расчетного объема ТР, с; tб - время закачки в скважину и продавки расчетного объема ТР на забой, с; бвн - внутренний диаметр

труб, м; Н - глубина установки экрана, м.

Приведенная в работе технология изоляции притока подошвенной воды была успешно была реализована на различных газовых скважинах.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бекетов С.Б., Димитриади Ю.К., Афанасьев А.В. Технология изоляции притока пластовой воды в скважинах в условиях аномально низкого пластового давления / Сборник научных трудов № 21. «Гипотезы, поиск, прогнозы». СКО Российской инженерной академии, КубГТУ, НТЦ ООО «Кубаньгазпром». Краснодар 2005. С. 49-56.

2. Бекетов С.Б. Определение технологических параметров при изоляции притока пластовой воды в скважинах в условиях аномально низкого пластового давления / Известия ВУЗов. СевероКавказский регион. Технические науки. Приложение № 1. 2005. Ростов-на-Дону. Ростовский госуниверситет. С.130-133.

3. Бекетов С.Б. Технология избирательной изоляции притока пластовой воды в газовых скважинах в условиях аномально низкого пластового давления / Горный информационноаналитический бюллетень, № 3. 2005. М.: Государственный горный университет. С. 339-342.

4. Шатурин А.С., Есьман Б.И. Бурение скважин при проходке поглощающих горизонтов. / Недра. М.: 1964. С. 216.

5. КарнауховМ.Л., РязанцевН.Ф. Справочник по испытанию скважин. / М.: Недра. 1984. С. 268.

6. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. / Учебник для ВУЗов. М.: Недра. 1993. С. 416.

— Коротко об авторах ---------------------------------------------------------------

Шульев Ю.В. - генеральный директор ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», г. Мегион ХМАО, Тюменской области.

Бекетов С.Б. - кандидат технических наук, заместитель генерального директора ЗАО «Газ-технология».

cyberleninka.ru

Способ изоляции притока подошвенных вод в скважине

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК). Технический результат от реализации изобретения заключается в увеличении радиуса водоизоляционного экрана и отсрочки времени обводнения скважины. Способ изоляции притока подошвенных вод в добывающей скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК), включает бурение из основного ствола радиальных ответвлений по радиусу необходимой длины, закачивание под давлением в эти ответвления тампонажного состава на основе Микродура с образованием водоизоляционного экрана, докрепление закаченного тампонажного состава цементным мостом, устанавливаемым в основном стволе ниже уровня радиальных ответвлений, при этом наращивание цементного моста осуществляют после затвердевания тампонажного раствора из Микродура, оставление скважины на период ожидания затвердевания цемента и после его затвердевания проведение дополнительной перфорации эксплуатационной колонны основного ствола выше цементного моста, при этом в качестве материала для цементного моста используют тампонажный цемент, армированный полипропиленовым волокном. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к изоляции притока подошвенных вод в добывающей скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК).

На завершающей стадии разработки нефтяных месторождений по мере снижения пластового давления в нефтеносную часть залежи начинают внедряться подошвенные воды. Первоначально к забою скважины подошвенная вода начинает подтягиваться в виде водяного конуса, а по мере подъема ВНК подойдет к забою и через перфорационные отверстия интервала перфорации начнется постепенное скапливание жидкости на забое и ее медленное поднимание по стволу, перекрывая интервал перфорации, не давая нефти поступать из скважины на поверхность. Скважина обводняется и добыча из нее прекращается. Для восстановления добычи из скважины необходимо проводить водоизоляционные работы, например закачивать через необводнившиеся перфорационные отверстия или вновь образованные отверстия водоизолирующие композиции с созданием водоизоляционного экрана [1 - Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / Амиров А.Д. и др. - М.: Недра, 1979. - С. 238-241].

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [1 - Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / А.Д. Амиров и др. - М.: Недра, 1979. - С. 238-241].

Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, а также неизбежное загрязнение необводнившейся нефтепроявляющей части пласта из-за попадания в нее тампонажного материла при проведении водоизоляционных работ (ВИР).

Известен способ изоляции притока подошвенных вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [2 - Патент РФ №2127807 Е21В 43/32].

Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, а также неизбежное загрязнение необводнившейся нефтегазопроявляющей части пласта из-за попадания в нее тампонажного материла при проведении ВИР.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности изоляции притока подошвенных вод в скважине с сохранением нефтенасыщенной толщины пласта.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в увеличении радиуса водоизоляционного экрана и отсрочки времени обводнения скважины.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что изоляцию притока подошвенных вод в скважине, забой которой расположен вблизи ВНК, включает бурение из основного ствола радиальных ответвлений по радиусу необходимой длины, закачивание под давлением в эти ответвления тампонажного состава на основе Микродура с образованием водоизоляционного экрана, докрепление закаченного тампонажного состава цементным мостом, устанавливаемым в основном стволе ниже уровня радиальных ответвлений, при этом наращивание цементного моста осуществляют после затвердевания тампонажного раствора из Микродура, оставление скважины на период ожидания затвердевания цемента и после его затвердевания проведение дополнительной перфорации эксплуатационной колонны основного ствола выше цементного моста, при этом в качестве материала для цементного моста используют тампонажный цемент, армированный полипропиленовым волокном.

Микродур (от немец. Microdur) - это особо тонкоминеральное вяжущее с гарантированно плавным изменением гранулометрического состава.

Согласно европейской классификации, микроцементом считается цемент с размером частиц менее 20 мкм. Известны марки Spinor (Франция), Микроцемент СТ (Финляндия), Микродур RU (ООО Дюккер Хофф, г. Сухой лог - Россия), Интрацем (РФ, РХТУ имени Д.И. Менделеева). Наиболее распространенной маркой микроцемента является Microdur (Германия, Дюккерхоф). Microdur - это продукт воздушной сепарации пыли при помоле клинкерных цементов с марками до «600». Microdur отличается высокой степенью дисперсности и относится к особо тонкодисперсным вяжущим (ОТДВ). Выпускается 4 марки Microdur: S, F, U, X, отличающихся по размерам частиц (таблица 1).

Микродур по сравнению с наиболее распространенным вяжущим цементом обладает рядом преимуществ: оптимальное (по времени) затвердевание, высокая водоудерживающая способность, благодаря малому размеру частиц и плавно подобранному гранулометрическому составу суспензия «Микродур» обладает текучестью, сравнимой с текучестью воды. Проникающая способность суспензии сопоставима с бездисперсными вяжущими, что позволит закачку тампонажного материала на основе Микродура в радиальные каналы без каких-либо затруднений. Преимуществом Микродура является также экологическая и санитарная безопасность.

В качестве тампонажного раствора для установки водоизоляционного экрана рекомендуется раствор, содержащий Микродур RU, сульфацелл, этиленгликоль и воду, разработанный Паникаровским Е.В и др. [Патент РФ №2456431 Е21В 33/13], при следующем соотношении компонентов, масс. %:

- Микродур RU 54,6-51,7;

- сульфацелл 0,6-0,6;

- этиленгликоль 1,1-1,1;

- вода 43,7-46,6.

Характеристики тампонажного раствора представлены в таблице 2.

В качестве тампонажного цемента, армированного полипропиленовым волокном, рекомендуется состав [Шаталов Д.А. Разработка технологии и материалов для ремонтно-изоляционных работ при расконсервации скважин: автореф. дис. … канд. техн. наук / Шаталов Дмитрий Александрович. - Тюмень. - 24 с.], содержащий: 69,96% цемента + 30% диптомита + 1% керосина + 0,04% волокна Ф-1 от веса цемента.

Физико-механические свойства образцов камня, приготовленных на основе ПЦТ I-100 и регулируемых структуру камня добавок, твердевшие при н.у. в воде (20±2°С) представлены в таблице 3.

Полипропиленовые волокна специально предназначены для использования в цементных смесях. Полипропилен - инертное сырье, стойкое к кислотам, щелочам и солям, - является наиболее подходящим материалом для использования в цементных составах. Специальная добавка обеспечивает лучшую связь с матрицей цемента.

Великолепная способность волокон к перемешиванию обеспечивает их равномерное распределение в бетоне и армирование его по всему объему.

Опыт применения универсальных полипропиленовых волокон как строительных добавок для бетона и строительных растворов показывает, что волокна не только значительно снижают образование внутренних микротрещин, но и способствуют микроструктурному уплотнению, что является основным фактором повышения долговечности бетона и защиты стальной арматуры.

Полипропиленовые волокна являются армирующей добавкой в бетонные и растворные смеси. Волокна могут улучшить свойства смеси, обеспечить вторичное армирование и в особенности контроль усадки. Добавление в бетон волокон значительно снижает образование трещин при пластической усадке, повышает сопротивление удару, устойчивость к истиранию и морозостойкость, тем самым обеспечивая повышенную долговечность бетона.

Содержание волокнистого наполнителя Ф-1 в тампонажном растворе может содержаться от 0,02% до 0,06%. Содержание его менее 0,02% не приводит к высоким прочностным показателям сформированного камня. Содержание более 0,06% делает раствор практически не прокачиваемым.

На фиг. 1 представлена схема реализации данного способа изоляции притока подошвенных вод.

Способ реализуется следующим образом.

Скважину, в которой уровень подошвенной воды 1 перекрыл верхние отверстия интервала перфорации 2, останавливают. Из скважины, из ее эксплуатационной колонны (ЭК) 3, извлекают лифтовую колонну (ЛК) 4. Выше поверхности поднявшегося ВНК 5 по известной технологии в необводнившейся части продуктивного пласта 6 бурят радиальные ответвления 7, направленные по радиусу в разных направлениях.

После проводки всех радиальных ответвлений 7 через них осуществляют закачивание под давлением тампонажного состава на основе Микродура с созданием водоизоляционного экрана 8.

После выдержки скважины на период реакции тампонажного состава осуществляют докрепление водоизоляционного экрана 8 установкой в ЭК 3 основного ствола цементного моста 9, устанавливаемого ниже уровня радиальных ответвлений, при этом наращивание установленного моста осуществляют уже после затвердевания тампонажного раствора из Микродура.

После завершения ОЗЦ в ЭК 3 основного ствола выше цементного моста 9 проводят дополнительную перфорацию с образованием в ЭК 3 новых перфорационных отверстий 10. Далее скважину осваивают и через вновь образованные в ЭК 3 перфорационные отверстия 10 в скважину начинает поступать пластовый флюид.

Водоизоляционный экран 8, образованный в продуктивном пласте 6, предотвращает поступление подошвенных вод в необводнившуюся часть продуктивного пласта 6, надолго сохраняя безводный период эксплуатации.

Предлагаемый способ изоляции притока подошвенных вод в скважинах позволяет увеличить радиус водоизоляционного экрана, а также безводный период эксплуатации скважины, отсрочив неизбежное обводнение скважины.

Способ изоляции притока подошвенных вод в добывающей скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК), включает бурение из основного ствола радиальных ответвлений по радиусу необходимой длины, закачивание под давлением в эти ответвления тампонажного состава на основе Микродура с образованием водоизоляционного экрана, докрепление закаченного тампонажного состава цементным мостом, устанавливаемым в основном стволе ниже уровня радиальных ответвлений, при этом наращивание цементного моста осуществляют после затвердевания тампонажного раствора из Микродура, оставление скважины на период ожидания затвердевания цемента и после его затвердевания проведение дополнительной перфорации эксплуатационной колонны основного ствола выше цементного моста, при этом в качестве материала для цементного моста используют тампонажный цемент, армированный полипропиленовым волокном.

findpatent.ru

Способ изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины

Изобретение относится к области эксплуатации и ремонта скважин, в частности к способам изоляции притока пластовых вод. Технический результат состоит в разработке эффективного способа изоляции притока пластовых вод при уменьшении объема состава, необходимого для создания водоизоляционного экрана. В способе изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины, включающем закачку состава для селективной водоизоляции, после его закачки дополнительно закачивают гидрофобизирующую жидкость или газ для оттеснения указанного состава от забоя скважины вглубь пласта на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана, при этом указанный состав примет форму оболочки, нижняя часть которой при контакте с водой становится непроницаемой для закачиваемых вслед за ним гидрофобизирующей жидкости или газа, а верхняя часть выносится в скважину при ее пуске в работу. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных и газовых месторождений с подошвенной водой, и может быть использовано для изоляции обводнившихся пластов в эксплуатационных скважинах.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, заключающийся в закачке в прискважинную зону пласта смеси известковой для горных и буровых работ (СИГБ) в качестве состава для селективной водоизоляции, при этом при контакте с пластовой водой СИГБ твердеет, образуя плотный камень [Патент РФ №2158356, кл. Е 21 В 33/138, 1999].

Недостатком способа является то, что для создания экрана требуется большое количество водоизоляционной композиции. Чтобы создать экран радиусом 5 м и толщиной 2 м, требуется около 30 м³ композиции. Кроме того, к недостаткам способа следует отнести трудности в освоении скважины в результате проникновения жидкости глушения в призабойную зону при закачке водоизоляционной композиции, а также уменьшение нефтенасыщенной (газонасыщенной) толщины пласта.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ ограничения притока воды в скважину, включающий последовательную закачку в пласт изолирующего раствора на основе водного раствора полиакриламида и сшивающего агента на основе водного раствора соли поливалентного металла с предварительным вводом в изолирующий материал магнитоактивного вещества, спуском в скважину магнита, запуском скважины в работу до полного удаления из нефтенасыщенного интервала пласта проникшего в него изолирующего раствора и остановкой скважины до ввода сшивающего агента [Патент РФ №2079645, кл. Е 21 В 43/32, 1994].

Недостатком способа является сложность реализации, а также то, что изолирующий раствор может быть вынесен из пласта в скважину не только из нефтенасыщенной, но и из водонасыщенной зоны.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности изоляции пластовых вод, удешевлении процесса производства работ, минимальном загрязнении призабойной зоны скважины и сокращении времени ее последующего освоения.

Технический результат при создании изобретения заключается в разработке эффективного способа изоляции пластовых вод при уменьшении объема состава, необходимого для создания водоизоляционного экрана при минимальном загрязнении призабойной зоны скважины.

Решение поставленной задачи и технический результат достигаются тем, что в способе изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины, включающем закачку состава для селективной водоизоляции, после его закачки дополнительно закачивают гидрофобизирующую жидкость или газ для оттеснения указанного состава от забоя скважины вглубь пласта на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана, при этом указанный состав примет форму оболочки, нижняя часть которой при контакте с водой становится непроницаемой для закачиваемых вслед за ним гидрофобизирующей жидкости или газа, а верхняя часть выносится в скважину при ее пуске в работу.

В скважину в отличие от прототипа закачивается расчетный объем состава для селективной изоляции (1, чертеж), затем закачивается гидрофобизирующая жидкость (2, чертеж) или газ для того, чтобы оттеснить от забоя селективный состав на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана, и одновременно очистить призабойную зону скважины. При этом селективный состав примет форму оболочки, нижняя часть которой (3, чертеж) при контакте с водой станет непроницаемой и не сможет быть прорвана закачиваемой вслед за селективным составом гидрофобизирующей жидкостью или газом, а верхняя часть будет вынесена в скважину при ее пуске в работу.

Устойчивость движения в пласте жидкостей будет обеспечиваться за счет подбора свойств [Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М.: Недра, 1972, 287 с.] как селективного состава, так и гидрофобизирующей жидкости. Если пласт изотропный и селективный состав принимает форму полусферы, то необходимый объем состава равен:

где V_ск - объем селективной водоизоляционной композиции, м³;

m - пористость пласта, доли ед.;

r₁ - радиус внешней поверхности полусферы, м;

r₂ - радиус внутренней поверхности полусферы, м;

V₁ - объем сферы радиуса r₁, м³;

V₂ - объем сферы радиуса r₂, м³.

В случае анизотропного пласта и при различии проницаемостей по вертикали и горизонтали экран примет форму эллипсоидальной оболочки. Нижняя ее часть будет непроницаема для воды, так как состав для водоизоляции образует прочное соединение при контакте с водой.

Сравнение с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый способ изоляции притока пластовых вод отличается от известного тем, что в скважину вначале закачивают рабочий объем селективной композиции, а затем необходимый объем гидрофобизирующей жидкости или газа для оттеснения от забоя селективной композиции на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана.

Это позволяет сделать вывод об изобретательском уровне заявляемого способа.

Пример

Нефтяная скважина вскрывает изотропный пласт толщиной 5 м и пористостью 0,2. Интервал перфорации равен 4 м. В результате подтягивания конуса пластовой воды (4, чертеж) нижние два метра интервала перфорации обводнились. Необходимо создать водоизолирующий экран радиусом 5 м и толщиной 0,2 м. Для этого в скважину необходимо закачать V_ск=2/3πm(r

-r)=2/3π0,2(5³-4,8³)=6,03 м³ состава для селективной водоизоляции (1, чертеж), например, тяжелой смолы пиролиза в смеси с соляной кислотой или смеси известковой для горных буровых работ (СИГБ).

Затем закачивают гидрофобизирующую жидкость (2, чертеж), например нефть в объеме:

где V_гc - объем гидрофобизирующего состава, м³.

V_гc=2/3π·0,2·4,8³=46,3 м³.

Оставляют скважину на необходимое для схватывания селективного состава в зоне контакта с водой время. В результате в призабойной зоне образуется водоизолирующий экран в виде полуоболочки (3, чертеж).

Использование предлагаемого способа по сравнению с существующими дает следующие преимущества:

1. значительно уменьшается количество состава для селективной водоизоляции;

2. происходит очистка призабойной зоны и улучшаются условия освоения скважины;

3. не уменьшается нефтенасыщенная (газонасыщенная) толщина пласта в призабойной зоне скважины;

4. способ можно применять и в горизонтальных скважинах.

Источники информации

1. Патент РФ №2158351, кл. Е 21 В 33/138, 1999.

2. Патент РФ №2079645, кл. Е 21 В 43/32, 1994 (прототип).

3. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М., Недра, 1972, 287 с.

Способ изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины, включающий закачку состава для селективной водоизоляции, отличающийся тем, что после его закачки дополнительно закачивают гидрофобизирующую жидкость или газ для оттеснения указанного состава от забоя скважины вглубь пласта на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана, при этом указанный состав примет форму оболочки, нижняя часть которой при контакте с водой становится непроницаемой для закачиваемых вслед за ним гидрофобизирующей жидкости или газа, а верхняя часть выносится в скважину при ее пуске в работу.

findpatent.ru

Способ ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины. Включает извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, закачку через них водоизоляционного раствора с твердеющими свойствами и последующее вымывание водоизоляционного раствора из ствола скважины. Насосно-компрессорные трубы оборудуют гидромониторной насадкой и седлом для пробки, имеющим отверстия, сообщающие пространство внутри насосно-компрессорных труб и ствол скважины, причем через эти отверстия закачивают в изолируемый интервал сначала высоковязкий гидрофобный водонерастворимый состав, затем цементный раствор на основе цемента марки I-G с водоцементным отношением 0,44, устанавливают пробку с разрушаемой диафрагмой, перекрывающей сквозной внутренний канал, затем закачивают продавочную жидкость до посадки пробки на седло, приподнимают трубы в безопасную зону. После загустевания цементного раствора до консистенции 100 Bc производят спуск компоновки, поднимают давление в НКТ закачиванием продавочной жидкости до разрушения диафрагмы и вымывают цемент из ствола скважины закачиванием промывочной жидкости с замедлителем схватывания цементного раствора по насосно-компрессорным трубам через гидромониторную насадку. Позволяет повысить изолирующие способности водоизоляционного экрана. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для проведения ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины.

Известен способ изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважине [патент RU №2114990, МПК Е21В 43/32, 33/13. Опубл. 10.07.1998]. Способ включает закачивание в водоносный интервал ствола скважины высоковязкого гидрофобного водонерастворимого состава и последующую установку в этом же интервале металлического профильного перекрывателя. В качестве высоковязкого водонерастворимого состава используют гидрофобную эмульсию. Согласно описанию способ используют для водоизоляционных работ в горизонтальном стволе нефтедобывающей скважины. Недостатком известного способа является то, что на горизонтальном участке необсаженный ствол скважины в большинстве случаев не имеет строго цилиндрическую форму. Поэтому, даже после создания высокого давления в профильном перекрывателе и его развальцовывания, трудно добиться плотного прилегания профилированной трубы к стенкам скважины. Следовательно, могут иметь места условия, в которых водоизоляционный высоковязкий состав будет вытесняться из пласта в ствол скважины по участкам неплотного прилегания профилированной трубы к стенкам скважины, и эффект от водоизоляционных работ будет кратковременным.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины [патент RU №2273722, МПК Е21В 33/13. Опубл. 10.04.2006, Бюл. №10]. Способ включает извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, закачку через них водоизоляционного раствора с твердеющими свойствами и последующее вымывание водоизоляционного раствора из ствола скважины. Вымывание водоизоляционного раствора, в качестве которого используют содержащий 0,25-0,5% поливинилацетатного реагента цементный раствор, производят после выдержки в течение 2-3 часов и образования в интервале водопроявляющих пластов непроницаемой корки, изолирующей приток воды. Недостатком известного способа является то, что образующаяся в интервале водопроявляющих пластов непроницаемая корка не может долговременно изолировать приток воды в скважину, так как ее прочность недостаточна для удерживания перепадов давления, существующих в системе пласт-скважина.

Технической задачей изобретения является увеличение эффективности ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины за счет повышения изолирующей способности водоизоляционного экрана.

Задача решается способом ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины, включающим извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны труб в скважину, закачку через них водоизоляционного раствора с твердеющими свойствами и последующее вымывание водоизоляционного раствора из ствола скважины.

Новым является то, что колонну трубы оборудуют гидромониторной насадкой и седлом для пробки, имеющим отверстия, сообщающие пространство внутри насосно-компрессорных труб и ствол скважины, через эти отверстия закачивают в изолируемый интервал сначала высоковязкий гидрофобный водонерастворимый состав, затем цементный раствор на основе цемента марки I-G с водоцементным отношением 0,44, устанавливают пробку с разрушаемой диафрагмой, перекрывающей сквозной внутренний канал, затем закачивают продавочную жидкость до посадки пробки на седло, приподнимают колонну труб в безопасную зону, а после загустевания цементного раствора до консистенции 100 Вс производят спуск колонны труб и поднимают давление в трубах закачиванием продавочной жидкости до разрушения диафрагмы, после чего вымывают цемент из ствола скважины закачиванием промывочной жидкости с замедлителем схватывания цементного раствора по колонне труб через гидромониторную насадку.

При реализации способа используют цементный раствор на основе цемента марки I-G по ГОСТ 1581-96. В качестве высоковязкого гидрофобного водонерастворимого состава применяют высоковязкую эмульсию на основе водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды, например используемую при реализации способа изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважине [патент RU №2114990, МПК Е21В 43/32, 33/13. Опубл. 10.07.1998] или способа изоляции зон водопритока в скважине [патент RU №2283422, МПК Е21В 33/138. Опубл. 10.09.2006, Бюл. №25].

Сущность предлагаемого изобретения заключается в создании в интервале ремонтно-изоляционных работ протяженного водоизоляционного экрана из высоковязкого гидрофобного водонерастворимого состава с закреплением последнего цементным раствором. Объем высоковязкого гидрофобного водонерастворимого состава и цементного раствора определяют в зависимости от геолого-технических условий по типовым методикам, используемым для выбора объема тампонажных композиций при ремонтных работах в скважинах. Из скважины, подлежащей ремонту, извлекают насосное оборудование, после чего геофизическими или другими методами определяют интервал притока воды. Представленные чертежи поясняют суть изобретения. На фиг.1 изображена скважина с необсаженным горизонтальным стволом со спущенной компоновкой для ремонтно-изоляционных работ в момент закачивания в обводненный интервал высоковязкого гидрофобного водонерастворимого состава. В скважину до ближнего к устью скважины конца установленного интервала водопритока 1 спускают колонну труб, например колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 2, оборудованную гидромониторной насадкой 3 и, седлом 4 для пробки, имеющим отверстия 5 сообщающие пространство внутри НКТ и ствол скважины 6. В НКТ последовательно закачивают высоковязкий гидрофобный водонерастворимый состав, затем цементный раствор на основе цемента марки I-G с водоцементным отношением 0,44 устанавливают пробку 7 с разрушаемой диафрагмой 8, перекрывающей сквозной внутренний канал, затем закачивают продавочную жидкость (фиг.1). При этом происходит закачивание в обводненный интервал высоковязкого гидрофобного водонерастворимого состава. В качестве продавочной жидкости используют техническую воду, используемую при проведении ремонтных работ на скважине. На фиг.2 изображена скважина со спущенной компоновкой для ремонтно-изоляционных работ в момент закачивания в обводненный интервал цементного раствора. Закачивание продавочной жидкости продолжают до посадки пробки 3 на седло 4. В момент посадки пробки 3 на седло 4 высоковязкий гидрофобный водонерастворимый состав и цементный раствор вытесняются продавочной жидкостью из НКТ и закачиваются в изолируемый интервал (фиг.2). Как правило, проницаемость обводненных интервалов пласта больше проницаемости нефтенасыщенных коллекторов, чем обеспечивается закачивание высоковязкого гидрофобного водонерастворимого состава и цементного раствора в интервал притока воды, а не в другие имеющиеся коллектора. На фиг.3 изображен момент подъема спущенной в скважину компоновки на безопасную высоту. Подъем компоновки на безопасную высоту, на 50 м и более, с целью исключения прихвата отверждающимся цементным раствором, производят сразу после посадки пробки на седло. В процессе подъема производят долив скважины. На фиг.4 изображен момент спуска в скважину компоновки с целью вымывания остатков цементного раствора из ствола скважины. После загустевания цементного раствора до консистенции 100 Вс производят спуск компоновки и закачивание в НКТ продавочной жидкости, при этом давление в НКТ повышается, так как седло перекрыто пробкой. При достижении давления разрушения диафрагмы 8, последняя разрушается и производится вымывание цементного раствора из ствола скважины закачиванием промывочной жидкости по НКТ через гидромониторную насадку. Вымывание начинают после загустевания цементного раствора до консистенции 100 Вс, так как при такой консистенции цементный раствор в большинстве случаев уже не может выйти из пласта в скважину из-за набора прочности. Использование при реализации способа цементного раствора на основе цемента марки I-G с водоцементным отношением 0,44 обусловлено тем, что для данной марки цемента и указанного водоцементного отношения, согласно ГОСТ 1581-96 регламентировано время загустевания до консистенции 100 Вс. Тогда как для других марок цемента время загустевания цементного раствора до консистенции 100 Вс не регламентировано, и определить момент времени, когда необходимо начинать вымывание цементного раствора затруднительно без проведения дополнительных лабораторных исследований. При посадке пробки 7 на седло 4 происходит перекрытие отверстий 5, сообщающих пространство внутри НКТ и ствол скважины. Поэтому, закачиваемая по НКТ промывочная жидкость, проходя через сквозной внутренний канал пробки 7, будет под давлением выходить через сопла гидромониторной насадки 3 и размывать находящийся в стволе скважины цементный раствор (фиг.4). На этом этапе работ колонну НКТ соединяют, используя шланг, с насосным агрегатом, и по мере размывания цементного раствора колонну НКТ продвигают в сторону забоя до размывания всего цементного раствора в стволе скважины. Размываемый цементный раствор путем промывки удаляют из скважины. С целью исключения повторного образования из размываемого цемента раствора, способного к отверждению в стволе скважины при промывке, используют замедлитель схватывания цементного раствора. Замедлитель схватывания добавляют в техническую воду, используемую в качестве промывочной жидкости и жидкости для размывания цементного раствора. В качестве промывочной жидкости и жидкости для размывания цементного раствора может быть использован, например, 0,1-0,6%-ный водный раствор сульфит-дрожжевой бражки (ССБ), соответствующей требованиям ТУ 13-0281036-029-94. Лигносульфонаты технические жидкие. Далее скважину оставляют на время отверждения цементного раствора в течение 24-48 часов, осваивают и пускают в эксплуатацию.

В результате закачивания в изолируемый интервал высоковязкого гидрофобного водонерастворимого состава в пласте образуется протяженный водоизоляционный экран, препятствующий притоку воды в скважину гораздо лучше, чем непроницаемая корка, создаваемая на стенках скважины по прототипу. В отличия от известного способа изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважине [патент RU №2114990, МПК Е21В 43/32, 33/13. Опубл. 10.07.1998], где закрепление высоковязкого гидрофобного водонерастворимого состава производится установкой профильного перекрывателя, проблема предотвращения вытеснения в ствол скважины высоковязкого гидрофобного водонерастворимого состава решается гораздо более успешно. Так как в результате закрепления водоизоляционного экрана цементным раствором, не остаются открытыми какие-либо каналы, по которым высоковязкий гидрофобный водонерастворимый состав может быть вытеснен из пласта.

Таким образом, в данном предложении достигается результат - увеличение эффективности ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины за счет повышения изолирующей способности водоизоляционного экрана.

Пример практического применения.

Нефтедобывающая скважина с горизонтальным стволом длиной 300 м по результатам геофизических исследований обводнена в результате притока воды из интервала 45-55 м от забоя. Из скважины поднимают насосное оборудование и спускают колонну НКТ с условным диаметром 73 мм, оборудованную гидромониторной насадкой и седлом для пробки, имеющим отверстия, сообщающие пространство внутри НКТ и ствол скважины. Компоновку спускают с учетом установки гидромониторной насадки на расстоянии 40-45 м от забоя. В НКТ последовательно закачивают 20 м³ высоковязкой эмульсии, затем цементный раствор, затворенный из 4-х т цемента марки I-G с водоцементным отношением 0,44, устанавливают пробку со сквозным внутренним каналом, затем закачивают техническую воду в объеме, равном внутреннему объему НКТ. Высоковязкая эмульсия приготовлена из 10 м³ пластовой девонской воды, 9,0 м³ нефти и 1,0 м³ кремнийорганического продукта Силор по ТУ 2229-052-05766764-2003. После закачивания всего объема технической воды пробки садится на седло, а эмульсия и цементный раствор вытесняются из НКТ и закачиваются в изолируемый интервал. С целью исключения прихвата отверждающимся цементным раствором поднимают компоновку на 200 м. После загустевания цементного раствора до консистенции 100 Вс производят спуск компоновки. В НКТ закачивают продавочную жидкость, при этом давление в НКТ повышается так как седло перекрыто пробкой. При достижении давления разрушения диафрагмы, равного 12 МПа, последняя разрушается и производится вымывание цементного раствора из ствола скважины закачиванием промывочной жидкости по НКТ через гидромониторную насадку. В жидкости для размывания цементного раствора используют 0,6%-ный водный раствор ССБ. При посадке пробки на седло происходит перекрытие отверстий, сообщающих пространство внутри НКТ и ствол скважины. Поэтому, закачиваемая по НКТ промывочная жидкость, проходя через сквозной внутренний канал пробки под давлением выходит через сопла гидромониторной насадки и размывает находящийся в стволе скважины цементный раствор. На этом этапе работ колонну НКТ соединяют, используя шланг, с насосным агрегатом, и по мере размывания цементного раствора колонну НКТ продвигают в сторону забоя до размывания всего цементного раствора в стволе скважины. Размываемый цементный раствор путем промывки удаляют из скважины. После промывки скважину оставляют в течение 24 часов на время набора прочности водоизоляционного экрана, затем осваивают свабом, спускают подземное оборудование и пускают в работу.

Предлагаемый способ ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины позволяет повысить эффективность ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины за счет повышения изолирующей способности водоизоляционного экрана.

Способ ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины, включающий извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны труб в скважину, закачку через них водоизоляционного раствора с твердеющими свойствами и последующее вымывание водоизоляционного раствора из ствола скважины, отличающийся тем, что колонну трубы оборудуют гидромониторной насадкой и седлом для пробки, имеющим отверстия, сообщающие пространство внутри насосно-компрессорных труб, и ствол скважины, через эти отверстия закачивают в изолируемый интервал сначала высоковязкий гидрофобный водонерастворимый состав, затем цементный раствор на основе цемента марки I-G с водоцементным отношением 0,44, устанавливают пробку с разрушаемой диафрагмой, перекрывающей сквозной внутренний канал, затем закачивают продавочную жидкость до посадки пробки на седло, приподнимают колонну труб в безопасную зону, а после загустевания цементного раствора до консистенции 100 Bc производят спуск колонны труб и поднимают давление в трубах закачиванием продавочной жидкости до разрушения диафрагмы, после чего вымывают цемент из ствола скважины закачиванием промывочной жидкости с замедлителем схватывания цементного раствора по колонне труб через гидромониторную насадку.

findpatent.ru

Изоляция водопритока в горизонтальных скважинах

Ограничение водопритока в горизонтальных стволах.

Способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины

Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин

Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам

Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах

Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах

Способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины

Способ изоляции притока подошвенных вод в скважине

Способ изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины

Способ ремонтно-изоляционных работ в горизонтальном участке ствола скважины

Смотрите также