Способ уменьшения обводненности продукции нефтедобывающей скважины


 


Владельцы патента RU 2525244:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при работах по уменьшению обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Обеспечивает повышение эффективности водоизоляционных работ. Сущность изобретения: по способу останавливают добывающую скважину, открывают затрубную и линейную задвижки, закачивают по затрубному пространству высокоминерализованную воду в объеме затрубного пространства. Закрывают затрубную задвижку, стравливают избыточное давление, проводят закачку в пласт расчетного объема высокоминерализованной воды в постоянном режиме при давлении 7,5-10,0 МПа. Останавливают закачку, закрывают скважину и выдерживают под давлением до выравнивания давления и равномерного распределения высокоминерализованной воды в обводненной зоне пласта. Пускают скважину в работу, выводят скважину на постоянный режим работы в течение времени до 5 суток. Эксплуатируют скважину со значениями депрессии на пласт от 0,5 до 1,5 МПа. Объем закачиваемой в пласт высокоминерализованной воды определяют по аналитическому выражению. 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при работах по уменьшению обводненности продукции нефтедобывающей скважины.

Известен способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах, включающий прогрев призабойной зоны скважины до температуры не ниже 30°C, закачку оторочки безводной нефти, закачку водного раствора хлорида кальция (хлористого кальция) с плотностью не ниже 1500 кг/м3, продавливание данного раствора в пласт пресной водой, формирование фильтра закачиванием 25-30% суспензии в углеводородной фазе порошкообразного хлорида кальция с добавкой 5-25% вес. реагента (РДН) для добычи нефти (патент РФ №2164589, МПК E21B 43/08, опубл. 27.03.2001).

Недостатком известного способа является то, что снижение водопритока достигают тампонированием путей поступления воды кристаллами хлористого кальция, выпадающими из водного раствора хлористого кальция из-за уменьшения растворимости при снижении температуры. Указанные кристаллы подвержены растворению водой, содержащейся в пласте, и эффект от подобных работ, как правило, кратковременный.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий закачивание в изолируемый пласт разогретого до температуры 70-90°C водного раствора хлористого кальция плотностью не менее 1500 кг/м3, проведение технологической выдержки в течение 8-12 ч, закачку оторочки из углеводородной жидкости и подогретого до температуры 70-90°C стекла жидкого натриевого и проведение выдержки в течение 24-48 ч для образования геля во всем объеме стекла жидкого натриевого (патент РФ №2494229, кл. E21B 33/138, опубл. 27.09.2013 - прототип).

Недостатком прототипа является сложность процесса, а в большинстве случаев невозможность его воспроизведения, вызванная тем, что при малейшем снижении температуры ниже 70°C растворы становятся пересыщенными и происходит выпадение в осадок хлористого кальция или жидкого стекла. Избежать снижения температуры на забое скважины невозможно, следовательно невозможно избежать кольматации перфорационных отверстий и околоскважинной зоны вблизи перфорационных отверстий. Дебит скважины неизбежно снижается.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности водоизоляционных работ.

Задача решается способом уменьшения обводненности продукции нефтедобывающей скважины, заключающимся в том, что останавливают добывающую скважину, открывают затрубную и линейную задвижки, закачивают по затрубному пространству высокоминерализованную воду в объеме затрубного пространства, закрывают затрубную задвижку, стравливают избыточное давление, проводят закачку в пласт расчетного объема высокоминерализованной воды в постоянном режиме при давлении 7,5-10,0 МПа, останавливают закачку, закрывают скважину и выдерживают под давлением до выравнивания давления и равномерного распределения высокоминерализованной воды в обводненной зоне пласта, пускают скважину в работу, выводят скважину на постоянный режим работы в течение времени до 5 суток с постоянным контролем забойного давления и обводненности продукции, эксплуатируют скважину со значениями депрессии на пласт от 0,5 до 1,5 МПа, при этом объем закачиваемой в пласт высокоминерализованной воды определяют по формуле:

VЗ≈3,14×m×h×R2,

где VЗ - объем закачки, м3;

m - коэффициент пористости, доли единиц;

h - эффективная толщина пласта, м;

R - радиус обрабатываемой зоны, равный 2-4 м в зависимости от приемистости пласта, м.

Сущность изобретения

Залежи 302-303 Ромашкинского нефтяного месторождения, стратиграфически приуроченные к среднему карбону, обладают сложным геологическим строением и относятся к массивному типу. Продуктивные отложения залежей №302-303 представлены сложными неоднородными карбонатными коллекторами, переслаивающимися с глинистыми карбонатными отложениями, гипсами и аргиллитами. Коллекторы имеют значительную расчлененность, от 2 до 5 пропластков. Нефтенасыщенные пропластки имеют различную толщину и в некоторых скважинах достигают 23 м. Данные залежи характеризуются сильно развитой вертикальной трещиноватостью вмещающих пород, повышенным значением вязкости нефти (122-131 мПа·с) и водонапорным режимом, что способствует ускоренному продвижению подошвенной воды вдоль вертикальной оси скважины.

В результате образуется неустойчивый раздел водонефтяного контакта залежи, который в зависимости от дебитов скважины и экранирующих свойств перекрывающих пород, прорывается к забою добывающих скважин, что приводит к преждевременному обводнению добываемой продукции и переводу скважин в нерентабельный фонд.

На сегодняшний день более 360 добывающих скважин залежей 302-303 относятся к категориям низкорентабельных и убыточных скважин. Для перевода данных скважин в категорию рентабельных при наличии невыработанных запасов нефти требуется проведение геолого-технических мероприятий, т.е. водоизоляционных работ с привлечением бригад подземного или капитального ремонта скважин. Водоизоляционные работы являются дорогостоящими и не всегда приводят к ожидаемым результатам. Кроме того, прочностные свойства изолирующих составов в пластовых условиях со временем ухудшаются, что предопределяет необходимость повторных водоизоляционных работ на скважинах.

Для сокращения материальных затрат и перевода нерентабельных скважин в категорию рентабельных, для повышения эффективности водоизоляционных работ предлагается способ водоизоляционных работ в добывающих скважинах, эксплуатирующих карбонатные отложения залежей 302-303. Суть данного метода заключается в проведении водоизоляционных работ в добывающих скважинах закачкой по межтрубному пространству высокоминерализованной воды в обводненные высокопроницаемые зоны карбонатного коллектора с использованием стандартной серийно выпускаемой спецтехники типа насосного агрегата, автоцистерны. Результатом применения данного способа водоизоляционных работ является снижение обводненности добываемой продукции и перевода скважин в категорию рентабельных без проведения дорогостоящих геолого-технических мероприятий и без привлечения бригад подземного или капитального ремонта скважин.

Снижению обводненности добываемой продукции скважин способствует проведение водоизоляционных работ в скважине путем закачки в продуктивный пласт высокоминерализованной воды удельного веса 1,175-1,185 г/см3, попутно добываемой из скважин, эксплуатирующих терригенные отложения пашийского горизонта верхнего девона. Эффект достигается за счет проникновения высокоминерализованной воды по системе вертикальных трещин в высокопроницаемые обводненные «родной» пластовой водой удельного веса 1,012-1,020 г/см3 зоны карбонатного коллектора. Закаченная высокоминерализованная вода находится в обводненной зоне пласта в течение продолжительного времени от 3 до 6 месяцев из-за сравнительно низкого пластового давления порядка 6,5-7,5 МПа и отсутствия системы поддержания пластового давления на залежах 302-303. В результате происходит блокировка «легкой» подошвенной воды закаченной «тяжелой» высокоминерализованной водой в наиболее проницаемых трещинах и обводненных зонах пласта. В результате блокирования высокопроницаемых трещин и обводненных зон в активное дренирование подключаются менее проницаемые нефтяные зоны пласта, что приводит к снижению обводненности добываемой продукции скважины.

Способ выполняют следующим образом

Водоизоляционные работы проводят по затрубному пространству скважины (кольцевой зазор между внутренней стенкой эксплуатационной колонной диаметром 146 мм или 168 мм и наружной стенкой колонны насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм).

Останавливают добывающую скважину. Устанавливают фланец с быстросъемным соединением на затрубной задвижке. Обвязывают насосный агрегат с устьем скважины и автоцистерной с высокоминерализованной водой. Опрессовывают нагнетательную линию на полуторократное давление закачки, предусмотренное планом работ. Открывают затрубную задвижку при открытой линейной задвижке на колонне насосно-компрессорных труб. Насосным агрегатом закачивают расчетный объем (объем затрубного пространства) высокоминерализованной воды в затрубное пространство до глубины подвески насоса, не превышая при этом давления, указанного в плане работ. Останавливают насосный агрегат. Закрывают затрубную задвижку, стравливают избыточное давление. Производят закачку в пласт расчетного объема (формула 1) высокоминерализованной воды в постоянном режиме работы насосного агрегата при давлении от 7,5 до 10,0 МПа для проникновения воды в высокопроницаемые водоносные трещины пласта. При этом давление не должно превышать максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну (согласно плану работ) и давление гидроразрыва (из практического опыта для залежей 302-303 около 12 МПа). Останавливают насосный агрегат. Закрывают задвижки. Разбирают обвязку насосного агрегата. Закрывают скважину под давлением ориентировочно на 24-48 часов до выравнивания давления и равномерного распределения высокоминерализованной воды в обводненной зоне пласта. Производят пуск скважины в работу с выводом на постоянный режим работы в течение до 5 суток с постоянным контролем забойного давления и обводненности продукции. Эксплуатируют скважину с минимальными значениями депрессии на пласт порядка 0,5-1,5 МПа.

Объем закачиваемой высокоминерализованной воды определяют расчетным путем по формуле:

VЗ≈3,14×m×h×R2,

где VЗ - объем закачки, м3;

m - коэффициент пористости, доли единиц;

h - эффективная толщина пласта, м;

R - радиус обрабатываемой зоны, 2-4 м, в зависимости от приемистости пласта, м. По сравнению с другими применяемыми методами на 302-303 залежах закачка высокоминерализованной воды не требует привлечения бригад подземного и капитального ремонта, что положительно сказывается на эффективности и сроке окупаемости данного способа по сравнению с другими. Закачка высокоминерализованной воды не требует дополнительных затрат. Средняя стоимость одной скважинной обработки составляет 43700 рублей, что на порядок ниже по сравнению со стоимостью применяемых методов повышения нефтеотдачи пластов.

Пример конкретного выполнения

Проводят мероприятия по уменьшению обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Скважина оснащена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, спущенной на глубину 832 м с искусственным забоем на глубине 827 м. Эксплуатируемый объект: каменноугольная система, намюрский ярус, протвинский горизонт. Интервалы перфорации: 794-798 м. Глубинно-насосное оборудование: штанговый насос - 25-125RHAM-12-4-2-3, глубина спуска 760 м; насосно-компрессорные трубы (гладкие) диаметром 73 мм с 40 метровым хвостовиком с глубинным дозатором, заправленным антикоррозийным ингибитором СНПХ-1004); штанги диаметром 19 мм. Текущий забой: 827 м. Технологический режим: дебит жидкости - 6 м3/сут., дебит нефти - 0,1 т/сут., обводненность - 98%, пластовое давление - 6,6 МПа, забойное давление 6,3 МПа.

Останавливают добывающую скважину, открывают затрубную и линейную задвижки, закачивают по затрубному пространству высокоминерализованную воду плотностью 1,18 г/см3 в объеме 8 м3, т.е. в объеме затрубного пространства, закрывают затрубную задвижку, стравливают избыточное давление.

Определяют объем закачиваемой в пласт высокоминерализованной воды по формуле:

VЗ=3,14×m×h×R2=3,14·0,29·13,5·2=24,58 м3

где VЗ - объем закачки, м3;

m - коэффициент пористости, доли единиц;

h - эффективная толщина пласта, м;

R - радиус обрабатываемой зоны, равный 2-4 м в зависимости от приемистости пласта, м.

Проводят закачку в пласт определенного объема высокоминерализованной воды в постоянном режиме при давлении от 7,5 до 10,0 МПа. Останавливают закачку, закрывают скважину и выдерживают под давлением до выравнивания давления и равномерного распределения высокоминерализованной воды в обводненной зоне пласта в течение 48 часов. Пускают скважину в работу с выводом на постоянный режим работы в течение 5 суток с постоянным контролем забойного давления и обводненности продукции. Эксплуатируют скважину со значениями депрессии на пласт в пределах от 0,5 до 1,5 МПа.

В результате работ дебит скважины остался прежним и составил 6 м3/сут, дебит нефти повысился с 0,1 до 3,8 т/сут, обводненность снизилась с 98 до 36%.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность водоизоляционных работ.

Способ уменьшения обводненности продукции нефтедобывающей скважины, заключающийся в том, что останавливают добывающую скважину, открывают затрубную и линейную задвижки, закачивают по затрубному пространству высокоминерализованную воду в объеме затрубного пространства, закрывают затрубную задвижку, стравливают избыточное давление, проводят закачку в пласт расчетного объема высокоминерализованной воды в постоянном режиме при давлении 7,5-10,0 МПа, останавливают закачку, закрывают скважину и выдерживают под давлением до выравнивания давления и равномерного распределения высокоминерализованной воды в обводненной зоне пласта, пускают скважину в работу, выводят скважину на постоянный режим работы в течение времени до 5 суток с постоянным контролем забойного давления и обводненности продукции, эксплуатируют скважину со значениями депрессии на пласт от 0,5 до 1,5 МПа, при этом объем закачиваемой в пласт высокоминерализованной воды определяют по формуле:
VЗ≈3,14×m×h×R2,
где VЗ - объем закачки, м3;
m - коэффициент пористости, доли единиц;
h - эффективная толщина пласта, м;
R - радиус обрабатываемой зоны, равный 2-4 м в зависимости от приемистости пласта, м.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водонасыщенные и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между упомянутыми зонами пласта.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водонасыщенные и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между упомянутыми зонами пласта.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам изоляции заколонных перетоков в скважинах между нефте- и водонасыщенной зонами пласта. Спускают в скважину обсадную колонну с последующей перфорацией пласта.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водо- и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых сложены из водо- и нефтенасыщенных зон, разделенных непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между нефте- и водонасыщенной зонами пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных пластовыми водами.

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.

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности, в частности к способам разработки обводненных нефтяных или газоконденсатных залежей. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подтянувшимся к забою и перекрывшим нижние отверстия интервала перфорации конусом пластовых вод.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подошвенными пластовыми водами с подъемом газоводяного контакта (ГВК) выше нижних отверстий интервала перфорации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти, подстилаемых водой. Способ эксплуатации скважины, расположенной в зоне водонефтяного контакта, содержит этапы, на которых: перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта; организовывают одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью; при этом регулируют скорость отбора продукции из скважины и выбирают оборудование для отбора с учетом определенного соотношения и периодически измеряемых физико-химических и фильтрационно-емкостных параметров. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные стволы добывающих скважин, и обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ включает закачку и продавку раствора полимера и остановку скважины на период структурообразования полимера. Согласно изобретению предварительно проводят геофизические исследования для уточнения интервала водопритока. Проводят вычислительные эксперименты, основанные на математической модели процесса изоляции и ограничения водопритока, оценивая для разных по вязкости растворов полимеров и объемов раствора полимера устойчивость полимерных экранов в нефте- и водонасыщенной зонах продуктивного пласта на предельной депрессии и депрессии при эксплуатации, факторы остаточного сопротивления закачиваемых растворов полимеров по воде и нефти с учетом типа продуктивного пласта, а также обводненность добываемой нефти и ее дебит после изоляции и ограничения водопритоков. При этом вязкость растворов полимеров оценивают во времени при температуре продуктивного пласта. Затем выбирают полимер с необходимой вязкостью и объемом закачки, обеспечивающий устойчивость экрана из него в водонасыщенной зоне и неустойчивость экрана в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта. Закачивают выбранный раствор полимера в рассчитанном объеме. 1 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к системам регулирования сопротивления потоку для использования в подземной скважине. Технический результат заключается в эффективном регулировании потока флюидов. По первому варианту система регулирования сопротивления потоку включает циклонное устройство, через которое протекает многокомпонентный флюид, имеющее вход, связанный с циклонной камерой по меньшей мере двумя каналами. Сопротивление потоку многокомпонентного флюида, протекающему через циклонное устройство, зависит от интенсивности вращения многокомпонентного флюида на входе циклонного устройства. По второму варианту система регулирования сопротивления потоку включает первое циклонное устройство, имеющее выход; и второе циклонное устройство, принимающее многокомпонентный флюид с выхода первого циклонного устройства через вход, связанный с циклонной камерой по меньшей мере двумя каналами, причем сопротивление потоку многокомпонентного флюида через второе циклонное устройство зависит от интенсивности вращения многокомпонентного флюида на выходе первого циклонного устройства. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к регулированию сопротивления потоку в подземной скважине. Техническим результатом является повышение эффективности регулирования сопротивления потоку флюида в скважине. Устройство регулирования потока в одном варианте имеет поверхность, образующую камеру и включающую боковую и противоположные торцевые поверхности, при этом наибольшее расстояние между противоположными торцевыми поверхностями меньше наибольшей протяженности противоположных торцевых поверхностей, первое отверстие в одной из торцевых поверхностей и второе отверстие в указанной поверхности, обособленное от первого отверстия, причем боковая поверхность предназначена для преобразования потока от второго отверстия в круговой поток, циркулирующий вокруг первого отверстия. 3 н. и 24 з.п. ф-лы, 11 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования притока флюида в скважину. Система содержит проточную камеру, через которую протекает многокомпонентный флюид, причем данная камера содержит, по меньшей мере, один вход, выход и, по меньшей мере, одну конструкцию, расположенную по спирали относительно выхода, способствующую закручиванию потока многокомпонентного флюида по спирали вокруг выхода. Другой вариант системы содержит проточную камеру, имеющую выход, по меньшей мере, одну конструкцию, способствующую закручиванию многокомпонентного флюида по спирали вокруг выхода, и, по меньшей мере, еще одну конструкцию, препятствующую перенаправлению потока многокомпонентного флюида на радиальную траекторию, проходящую к выходу. Технический результат заключается в предотвращении образования газового конуса и/или конуса обводнения вокруг скважины. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 5 ил.

Группа изобретений относится к скважинным устройствам для установки в стволе скважины в подземной зоне и к способам регулирования потока в стволе скважины в подземной зоне. Технический результат заключается в эффективном регулировании потока флюидов. Скважинное устройство для установки в стволе скважины в подземной зоне содержит первый гидравлический диод, имеющий первую внутреннюю поверхность, ограничивающую первую внутреннюю камеру, и выход первой внутренней камеры, причем первая внутренняя поверхность способствует закручиванию флюида при направлении его на выход; и второй гидравлический диод, имеющий вторую внутреннюю поверхность, ограничивающую вторую внутреннюю камеру, находящуюся в гидравлическом сообщении с указанным выходом, причем вторая внутренняя поверхность способствует закручиванию флюида при поступлении вращающегося флюида через указанный выход. В способе регулирования потока в стволе скважины в подземной зоне передают флюид через первый гидравлический диод и второй гидравлический диод по каналу между внутренним пространством скважинного устройства и его наружным пространством в подземной зоне. При передаче флюида через первый гидравлический диод и второй гидравлический диод обеспечивают закручивание флюида в первом гидравлическом диоде и закручивание флюида во втором гидравлическом диоде. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 6 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины и предупреждения ее обводнения и самозадавливания при дальнейшей эксплуатации. Обеспечивает повышение продуктивности скважин за счет восстановления обводненных газовых или газоконденсатных скважин, предупреждение их дальнейшего обводнения и самозадавливания, а также увеличение межремонтного периода. Сущность изобретения: по способу скважину глушат, промывают песчаную пробку и проводят гидравлический разрыв пласта с одновременным его креплением во всем интервале перфорации. Объем призабойной зоны скважины в интервале перфорации разделяют на два эксплуатационных объекта с помощью закачки и продавливания в глубину пласта по радиусу водоизоляционной композиции, образующей водоизоляционный экран. Выдерживают время затвердевания изоляционной композиции. Объем скважины на уровне образования водоизоляционного экрана разделяют на две эксплуатационные зоны установкой пакера, спущенного с колонной насосно-компрессорных труб - НКТ. Колонну НКТ оснащают газлифтным клапаном в верхней части интервала перфорации верхнего объекта. Башмак колонны устанавливают ниже на 1,5-2 м нижних отверстий интервала перфорации нижнего объекта и осуществляют отбор воды внутрискважинным газлифтом из нижнего эксплуатационного объекта за счет энергии газа из верхнего эксплуатационного объекта. 2 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах с помощью колтюбинговой техники. Обеспечивает возможность изоляции притока пластовых без глушения скважин с сохранением газонасыщенной толщины пласта. Сущность изобретения: способ включает спуск гибкой трубы во внутреннюю полость лифтовой колонны газовой скважины до забоя и очистку забоя от жидкости и механических примесей, заполнение скважины газовым конденсатом, последующий подъем гибкой трубы до башмака лифтовой колонны, закачивание в интервал перфорации через кольцевое пространство между гибкой трубой и лифтовой колонны первой пачки гидрофобизирующего состава, содержащей этилсиликат ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 1-2 м3 на каждый метр газонасыщенной толщины пласта с продавливанием его в пласт и образованием в продуктивном пласте водоизоляционного экрана, оттесняющего пластовые воды от забоя в глубину пласта по радиусу. Затем осуществляют последующее закачивание через кольцевое пространство второй пачки гидрофобизирующего состава, содержащего этилсиликат ЭТС-40 100%-ной концентрации, в объеме 0,4-0,6 м3 на каждый метр эффективной толщины пласта с продавливанием его в пласт газоконденсатом в объеме лифтовой колонны и внутреннего пространства скважины - эксплуатационной колонны ниже башмака лифтовой колонны. Далее осуществляют повторный спуск гибкой трубы в интервал газоводяного контакта, закачивание через гибкую трубу гидрофобной кремнеорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 0,10-0,15 м3 на каждый метр водоносной толщины пласта, обратную промывку скважины в объеме 2-х циклов с противодавлением. Гибкую трубу извлекают из скважины и последнюю оставляют на реагирование под давлением. 3 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляции водопритоков в горизонтальных стволах добывающих скважин. Способ включает в себя спуск гибкой трубы колтюбинговой установки, заполнение скважины блокирующей жидкостью в интервале от забоя до нижней части ближнего к забою интервала водопритока. Закачивают водоизолирующую композицию и продавливают ее в продуктивный пласт при одновременном подъеме гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока. При этом скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины должна быть в раза больше скорости перемещения гибкой трубы для обеспечения равномерности размещения водоизолирующей композиции в продуктивном пласте. Заполняют горизонтальный участок ствола скважины блокирующей жидкостью до следующего изолируемого интервала водопритока и последовательно проводят изоляционные работы на каждом интервале водопритока, начиная от ближайшего к забою. После изоляции последнего интервала водопритока скважину закрывают под давлением для реагирования водоизолирующих компонентов и разрушения блокирующей жидкости. После чего производят спуск гибкой трубы до забоя и промывку скважины в объеме не менее 2 циклов циркуляции. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины как с обсаженным или открытым забоем, так и оборудованные хвостовиком-фильтром. 6 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению простаивающих нефтяных и газовых скважин с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и близко расположенными водонефтяным или газоводяным контактами. Технический результат - экономия времени и средств на осуществление способа за счет выполнения нескольких действий за одну спускоподъемную операцию. Способ включает проведение ремонтно-изоляционных работ, «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны гидромеханическим перфоратором с рабочим органом, оснащенным гидромониторными каналами, закачку герметизирующей композиции в перфорационные отверстия, установку моста внутри эксплуатационной колонны и последующие реперфорацию и освоение продуктивного пласта. При этом за одну спускоподъемную операцию перфоратора производят «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны в интервале ниже продуктивного пласта и выше водоносного пласта. Осуществляют одновременную герметизацию образованных отверстий интервала и установку моста внутри эксплуатационной колонны путем подачи тампонажной композиции через перфоратор. Производят обратную промывку перфоратора при его подъеме к продуктивному пласту, реперфорацию и освоение которого осуществляют этим же перфоратором.
Наверх