Способ изоляции подошвенной воды в нефтяной скважине

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК сЧ 1 21 В 33, 13<, 43/3"

ЗР.ь„, с

К ABTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3601428/22-03 (22) 03.06.83 (46) 2301.86. Бюл. № 3 (71) Татарский государственный научноисследовател ьски и и п роектн ы и институт нефтяной промышленности и Нефтегазодобывающее управление «Джалильнефть» (72) P. Х. Ибатуллин, P. П. Катеев, Т. М. Габбасов, P. Х. Фаткуллин, Г. Х. Муслимов, В. В. Тихонов и В. Г. Халтурин (53) 622.245.4 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР № 157306, кл. Е 2! В 33/138, 1957.

Патент США № 2368424, кл. 166-22, опублик. 1968.

„„SU„„1206431 А (54) (57) СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ В НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЕ, включающий создание дискообразной каверны в зоне водонсфтяного контакта, ориентированной в горизонтальной плоскости, нагнетание рабочего агснта под давлением, достаточным для гидравлического разрыва пласта, и посл едукнцсс заполнение дискообразной каверны и образовавшихся трещин тачпонажпыч раствором, отличаюи(ийся тем, что, с цслью повышения надежности пзо зя пни зи c ll т вс 1 пчс H Ital и ротя жснности трещин, перед пигнстиписч рибо иго агента повсрхпость цкскообразпой каверны обрабатывакгг крепящим риство)юч.

1206431

Составитель А. Соколов

Техред И. Верес Корректор О. Луговая

Тираж 548 Поди исное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113036, Москва, Ж вЂ” 36, Раушская наб., д. 4/6

Филиал ППП «Патент», г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Редактор Н. З,анкулиц

3а каз 8667/32

Изобретение относится к нефтегазодобыва1ощей промышленности, в частности к способам изоляции пластовых вод в нефтяIl»lx скважинах.

Цель изобретения — повышение надежности изоляции подошвенных вод в нефтяной скважине за счет увеличения протяженности трсlll, è н.

Способ реализуют следуюгцим образом.

11осле вскрытия нефтеносного горизонта с по 10IIIBi.HHoii водой в скважину на бурильных трубах спускают гидропескоструйный перфоратор и устанавливают его на

0,5 — 1 м выше водонефтяного контакта. 3атем, вращая бурильную колонну, производят ги/1ропескоструйную обработку при допустимой максимальной производительности насоса. В результате в пласте образуется горизонтальная дискообразная каверна.

Затем скважину промывают и обрабатывают 30НУ каверны и ствол скважины до забоя последовательно 8 — 10 б„ -ным водным раствором хлористого кальция и силикатнокрепящим раствором следующего состава, мас. g:

Товарное жидкое стекло (силикат натрия) 4,4 — 7,1

KàðáoêñHMåTHëöåëëþë0çà 0,2 — 0,4

Техническая вода 95,4 — 92,5

Объем СКР определяют, исходя из диаметра cKBBiKHHbl и мощности обрабатываемого интервала.

Далее в скважину спускают гидромеханический пакер (ГМП), устанавливают его на — 2 м выше полученной каверны и осуществляют гидравлический разрыв пласта путем закачивания технической воды и повышения давления в подпакерной зоне. При этом за счет кольматации пор и трещин коллектора в зоне гидроразрыва обеспечивается быстрое повышение давления в скважине, концентрация напряжений на периферии (вершине) искусственной каверны и получение горизонтально-направленной трещины.

После гидроразрыва пласта и определения его приемистости закачивают в пласт тампонажный раствор, обработанный поливиниловым спиртом ПВС-ТР, который продавливают с полным вытеснением из ствола скважины в пласт.

Скважина пробурена на глубину 1120,8 м, вскрыла нефтенасыщенный пласт мощностью

5,2 м с подошвенной водой.

При глубине 1138 м в скважину спускают гидропескоструйный перфоратор ОП-4. Производят гидропескоструйную обработку на глубине 1125 м при давлении на устье 14—

15 МПа и производительности насоса

9 10 мз/с. Подняв перфоратор и опустив открытый конец бурильных труб (ОКБТ), промывают скважину водой. Далее закачивают 3 мз !ОЯ-ного водного раствора хлористого кальция, 0,5 м воды, 3 м СКР и продавливают их в заколонное пространство, а затем на дневную поверхность. После подьема ОКБТ спускают на глубину! 124 м пакер.

Осуществляют гидроразрыв пласта. Затем в пласт закачивают 10 м технической воды и .тампонажный раствор, приготовленный йз 8 т портландцемента на 1Я-ном водном растворе ПВС-ТР. Тампонажный раствор продавливают в пласт. Давление на устье составляет 8 МПа. Скважину прорабатывают и добуривают до проектной глубины. Скважина, перфорированная в интервале 1120,8—

1123,6 м, продолжает давать безводную нефть, тогда как соседние скважины, пробуренные по обычной технологии, обводнились.