Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины



Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины

 


Владельцы патента RU 2528343:

Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (RU)

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.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции и ограничения 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, опубл. 10.09.2004 г.).

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.

Известен способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин, включающий заполнение участка горизонтального ствола скважины блокирующей жидкостью для создания профилактического фильтрационного слоя, последующую закачку в призабойную зону раствора полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на время отверждения раствора полимера, разбуривание отвержденного раствора полимера и закачку кислоты, или дизельного топлива, или минерализованного раствора для удаления профилактического фильтрационного слоя (патент РФ №2286448, опубл. 27.10.2006 г.).

Недостатком способа является сложность проведения ремонта и увеличение времени осуществления мероприятия ввиду необходимости разбуривания отвержденного раствора полимера и закачки кислоты, или дизельного топлива, или минерализованного раствора для удаления профилактического фильтрационного слоя.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины (патент РФ №2363841, опубл. 10.08.2009 г.).

Сущность указанного способа 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.

Указанный способ недостаточно эффективен вследствие применения необоснованного объема раствора полимера, что может привести к недостаточной изоляции водопритока (незначительному снижению дебита воды или отсутствию такового) или, наоборот, избыточной изоляции, когда наряду с ограничением воды в добываемой продукции происходит значительное снижение дебита нефти. Недостатком также является необходимость применения деструктора полимера для вынужденной декольматации пласта по причине закачки в него необоснованного объема раствора полимера, что увеличивает продолжительность и стоимость ремонта и снижает технологичность способа.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности способа изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины за счет увеличения точности определения объема раствора полимера и подбора закачиваемого раствора полимера с наиболее подходящими в данном конкретном случае свойствами, а также в повышении технологичности способа за счет упрощения технологии и снижения времени ремонта скважины.

Технический результат - повышение эффективности изоляции и ограничения водопритока в горизонтальные скважины за счет формирования в интервале водопритока устойчивого полимерного экрана и, наоборот, неустойчивого - в продуктивном интервале (как следствие подбора раствора полимера с наиболее подходящими свойствами и расчета объема раствора полимера). Соответственно, по предлагаемому способу нет необходимости применять деструктор полимера, что сокращает продолжительность и стоимость ремонта и повышает его технологичность.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины, включающем закачку и продавку раствора полимера, 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, причем 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, и закачивают выбранный раствор полимера в рассчитанном объеме. Кроме того, при необходимости перед закачкой раствора полимера закачивают временно блокирующий состав, не фильтрующийся в пласт.

В качестве полимерного состава может применяться, например, состав, содержащий, вес.ч.: полиакриламид 0,5-2,5, вода 97-99,45, сшивающий агент ацетат хрома 0,05-0,5.

В качестве временно блокирующего состава, не фильтрующегося в пласт, может применяться, например, эмульсия обратного типа, содержащая, об.ч.: нефть 25-45, гидрофобизатор АБР 4-5, вода 50-70.

Результаты лабораторных исследований, необходимые для расчета объема раствора полимера и подбора его свойств, могут быть получены путем проведения лабораторного исследования раствора полимера непосредственно перед проведением работ по изоляции и ограничению водопритоков в горизонтальные скважины или из литературных источников (Никишов Вячеслав Иванович. Совершенствование технологии ремонтно-изоляционных работ по исправлению негерметичного цементного кольца на примере месторождений Западной Сибири: диссертация кандидата технических наук; Уфа, 2010. - 177 с.: ил.; Тяпов Олег Анатольевич. Повышение эффективности разработки сложнопостроенных залежей отключением верхнего пласта: диссертация кандидата технических наук: 25.00.17 / Тяпов Олег Анатольевич; [Место защиты: Ин-т проблем трансп. энергоресурсов]. - Уфа, 2010. - 162 с.: ил. РГБ ОД, 61 10-5/1744; Нигматуллин Т.Э., Борисов И.М., Корнилов А.В., Политов М.Е., Телин А.Г. Лабораторное тестирование материалов для ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных скважинах // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2012. - №2. - С.12-15).

Принципиальным отличием предлагаемого способа изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины является оптимальное с позиций достижения указанного технического результата проектирование дизайна изоляции и ограничения водопритоков в результате выбора раствора полимера и его объема по результатам вычислительных экспериментов, основанных на математической модели процесса ограничения и изоляции водопритока.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций:

1. В скважине проводят геофизические исследования для уточнения интервала водопритока.

2. Проводят вычислительные эксперименты, основанные на математической модели процесса изоляции и ограничения водопритока, рассчитывая для разных растворов полимера и объемов раствора полимера прирост дебита нефти и сокращение обводненности после обработки, выбирают тот раствор полимера и тот его объем, который позволяет получить наибольший прирост дебита нефти и наибольшее сокращение дебита воды после обработки.

3. В скважину через колонну НКТ закачивают выбранный раствор полимера в рассчитанном объеме. Закачку первоначально ведут при открытой затрубной задвижке, при достижении раствором полимера башмака НКТ задвижку закрывают. Полимер заполняет ствол скважины и фильтруется в пласт, причем в большей степени в область водопритока, что достигается селективностью фильтрации полимера.

4. Осуществляют продавку в пласт раствора полимера водой. Скважину очищают от остатков раствора полимера промывкой водой.

5. Проводят технологическую выдержку на период гелеобразования продолжительностью 24-72 часов.

При необходимости, например, когда интервал водопритока находится близко к интервалу набора кривизны (пятке) горизонтального ствола, предварительно перед закачкой раствора полимера закачивают временно блокирующий состав, не фильтрующийся в пласт.

Вычислительные эксперименты, позволяющие рассчитать дебит нефти и обводненность после проведения ремонта скважины с использованием определенного раствора полимера в определенном объеме, осуществляют, например, путем проведения следующих операций:

1. Вязкость раствора полимера на основании лабораторных исследований представляют в виде функции времени, например в виде:

μ ( t ) = μ 0 e b t , ( 1 )

где

t - время,

µ(t) - вязкость раствора полимера в момент времени t,

µ0 - начальная вязкость раствора полимера или вязкость в момент времени t=0,

b - скорость возрастания вязкости раствора полимера со временем.

2. В случае зональной неоднородности пластов по стволу скважины определяют средневзвешенные параметры нефте- и водонасыщенной зон:

m 1 = 1 l 1 i = 1 n 1 l 1 i m 1 i , m 2 = 1 l 2 i = 1 n 2 l 2 i m 2 i , ( 2 )

k 1 = 1 l 1 i = 1 n 1 l 1 i k 1 i , k 2 = 1 l 2 i = 1 n 2 l 2 i k 2 i , ( 3 )

l 1,2 = i = 1 n 1,2 l 1,2 i ,

где

m1 - средневзвешенная пористость нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

l1 - суммарная протяженность нефтенасыщенных зон продуктивного пласта,

n1 - количество нефтенасыщенных зон продуктивного пласта,

i - порядковый номер нефте- или водонасыщенной зоны в пласте,

l1i - протяженность i-й нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

m1i - пористость i-й нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

m2 - средневзвешенная пористость водонасыщенной зоны продуктивного пласта,

l2 - суммарная протяженность водонасыщенных зон продуктивного пласта,

n2 - количество водонасыщенных зон продуктивного пласта,

l2i - протяженность i-й водонасыщенной зоны продуктивного пласта,

m2i - пористость i-й водонасыщенной зоны продуктивного пласта,

k1 - средневзвешенная проницаемость нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

k1i - проницаемость i-й нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

k2 - средневзвешенная проницаемость водонасыщенной зоны продуктивного пласта,

k2i - проницаемость i-й водонасыщенной зоны продуктивного пласта.

3. Определяют длину большой полуоси эллипса дренирования:

где

a - длина большой полуоси эллипса дренирования,

L - протяженность горизонтального ствола горизонтальной скважины (ГС),

Rk - радиус контура питания.

4. Определяют радиус возмущенной зоны давления в продуктивном пласте:

где

R* - радиус возмущенной зоны давления в продуктивном пласте.

5. По параметрам работы скважины до резкого обводнения определяют псевдоскин-фактор S*, учитывающий загрязнение призабойной области ГС, несимметричность расположения, а также наклон к горизонту:

где

S* - псевдоскин-фактор,

h1 - толщина продуктивного пласта,

p ˜ k 1 - пластовое давление в продуктивном пласте до обводнения ГС,

p ˜ w - давление на забое до обводнения ГС,

μ ˜ o - вязкость нефти до обводнения ГС,

μ ˜ o - вязкость пластовой воды до обводнения ГС,

Q ˜ 1 - дебит жидкости из продуктивного пласта до обводнения скважины.

6. Определяют коэффициент пьезопроводности нефте- и водонасыщенной зон продуктивного пласта, занятых нефтью и водой соответственно:

χ 1 = k 1 μ o ( m 1 β o + β 1 ) , ( 7 )

где

χ1 - коэффициент пьезопроводности нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта, занятого нефтью,

χ1 - коэффициент пьезопроводности водонасыщенной зоны продуктивного пласта, занятого водой,

µo - вязкость нефти на момент проведения изоляции и ограничения водопритоков,

µa - вязкость пластовой воды на момент проведения изоляции и ограничения водопритоков,

βo - коэффициент упругой сжимаемости нефти,

βa - коэффициент упругой сжимаемости воды,

β1 - коэффициент упругой сжимаемости нефтенасыщенной зоны продуктивного пласта,

β2 - коэффициент упругой сжимаемости водонасыщенной зоны продуктивного пласта.

7. Определяют радиусы фронта раствора полимера в продуктивном пласте после закачивания раствора полимера, решив совместно систему уравнений:

u ( x , t ) x = 2 m 1 R w υ n ( x , t ) , ( 8 )

u ( x , t ) t + u ( x , t ) 2 x = 1 ρ p ( x , t ) x + g cos ϕ ( 1 m 1 ) C w u ( x , t ) 2 R w , ( 9 )

d x T M ( t ) d t = u ( x T M , t ) ( 10 )

с начальными и граничными условиями:

для закачивания с «пятки» горизонтального ствола

u ( x ,0 ) = 0, p ( x ,0 ) = p k 1 , u ( x s , t ) = Q π R w 2 , u ( x f , t ) = 0, x T M ( 0 ) = 0, τ ( x s ) = 0, ( 11.1 )

для закачивания с забоя горизонтального ствола

u ( x ,0 ) = 0, p ( x ,0 ) = p k , u ( x s , t ) = Q π ( R w 2 R o u t 2 ) , u ( x f , t ) = 0, x T M ( 0 ) = 0, τ ( x s ) = 0, ( 11.2 )

где

x - координата точки, расстояние от входа ГС в пласт до данной точки,

u(x,t) - средняя по сечению ГС скорость потока при закачивании раствора полимера в точке с координатой x в момент времени t,

p(x,t) - давление в точке с координатой x по стволу ГС в момент времени t,

Rw - радиус горизонтального ствола ГС по долоту,

υn(x,t) - скорость истечения флюидов в пласт при закачивании раствора полимера,

g - напряженность поля тяжести,

φ - угол отклонения скважины от вертикали,

ρ - плотность раствора полимера при закачивании,

Cw=λ(Re)/4 - коэффициент пропорциональности между напряжением трения и динамическим давлением,

xTM(t) - положение переднего фронта раствора полимера в горизонтальном стволе ГС при закачивании,

Q - постоянный расход раствора полимера при закачивании TM,

xs - координата, с которой начинается закачивание состава в пласт,

xf - координата по стволу скважины, до которой происходит движение фронта раствора полимера по стволу ГС (xs≤x≤xf),

pk1 - давление на контуре питания в продуктивном пласте;

τ(x) - момент времени, в который фронт раствора полимера доходит в точку с координатой x,

Rout - внешний диаметр гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ).

7.1. Координаты xs и xf начала и конца движения фронта по горизонтальному стволу ГС задают следующим образом:

7.1.1. При закачивании раствора полимера с интервала набора кривизны координаты xs и xf задают согласно пп.7.1.1.1-7.1.1.3.

7.1.1.1. Если закачивание раствора полимера производится единым фильтром без использования временно блокирующего состава (ВВС), то xs≡0, xf=L.

7.1.1.2. Если закачивание раствора полимера производится с использованием ВБС, то xs≡0, а xf совпадает с координатой контакта фронтов воды и ВБС.

7.1.1.3. Если закачивание происходит в интервал между двумя пакерами, то xs определяют положением ближайшего к адаптеру пакера, а xf - дальнего.

7.1.2. При закачивании раствора полимера с интервала набора кривизны переходят к системе координат, начало которой расположено в точке xs и расположено со стороны забоя ГС, а ось абсцисс направлена в сторону интервала набора кривизны. Тогда координаты xs и xf задают согласно пп.7.1.2.1-7.1.2.3.

7.1.2.1. Если закачивание раствора полимера производится единым фильтром без использования ВБС, то в указанной в п.3.5 системе координат xs=0, xf=L.

7.1.2.2. Если закачивание раствора полимера производится с использованием ВБС, то в указанной в п.3.5 системе координат xs≡0, а xf совпадает с координатой границы контакта фронтов воды и ВБС.

7.1.2.3. Если закачивание раствора полимера происходит в интервал между двумя пакерами, то xs определяют положением ближайшего к забою пакера, а xf - дальнего.

7.2. При x≤xTM(t) скорость истечения флюидов в пласт при закачивании раствора полимера определяют согласно выражениям:

υ n ( x , t ) = k 1 m 1 μ ( t ) p ( x , t ) p k 1 [ R T M ( x , t ) R w + μ o μ ( t ) ln R w 2 + 4 χ 1 t R T M ( x , t ) ] , x s x < x w l , x w r < x x f , ( 12 )

R T M ( x , t ) = R w 2 + 2 R w τ ( x ) t υ n ( x , t ) d t , ( 14 )

где

RTM(x,t) - радиус экрана из раствора полимера в точке пласта с координатой x в момент времени t,

xwl - координата ближней к адаптеру границы водонасыщенной зоны,

xwr - координата дальней от адаптера границы водонасыщенной зоны.

7.2.1. При закачивании раствора полимера в открытый ствол

Re = 2 ρ u ( x , t ) R w μ ( t ) , ( 15 )

где

Re - число Рейнольдса,

7.2.1.1. в случае ламинарного течения (Re≤2300)

λ ( Re ) = 64 Re , ( 16 )

где

λ(Re) - коэффициент гидравлического сопротивления.

7.2.1.2. при турбулентных течениях (Re>2300)

λ ( Re ) = 0,3164 Re 4 . ( 17 )

7.2.2. В случае заканчивания ГС центрированным (не цементированным) хвостовиком с заколонными пакерами

Re = 2 ρ u ( x , t ) R l i n μ ( t ) , ( 18 )

где

Rlin - внутренний радиус хвостовика.

7.2.3. В случае заканчивания ГС центрированным хвостовиком без пакеров

Re = 2 ρ u ( x , t ) ( R w R l o u t ) μ ( t ) , ( 19 )

где

Rlout - внешний радиус хвостовика.

7.2.3.1. в случае ламинарного течения (Re≤2000)

λ ( Re ) = 1 d 2 1 + d 2 + ( 1 d 2 ) / ln d 64 Re , ( 20 )

где

d=Rlout/Rw.

7.2.3.2. при турбулентных течениях (Re>2000)

λ ( Re ) = ( 0,02 d + 0,98 ) ( 1 λ * 0,27 d + 0,1 ) , ( 21 )

где λ* вычисляется по формуле (17), считая, что число Рейнольдса определяют выражением (19).

7.2.4. В случае заканчивания ГС с обсаженным хвостовиком коэффициент гидравлического сопротивления и число Рейнольдса определяют по формулам (16), (17) и (18).

7.3. При x>xTM(t) скорость истечения раствора полимера в пласт определяют выражением:

R ( x , t ) = R w 2 + 2 R w 0 t υ n ( x , t ) d t , ( 24 )

а коэффициент гидравлического сопротивления λ(Re) определяется согласно пп.7.2.1-7.2.4.

7.4. На каждом временном шаге определяют следующие величины:

7.4.1. Время нахождения раствора полимера в гибкой насосно-комрессорной трубе (ГНКТ)

T A ˜ I ' E ^ O ' = π D i n 2 h A ˜ I ' E ^ O ' 4 Q , ( 26 )

где

T A ˜ I ' E ^ O ' - время нахождения раствора полимера в ГНКТ,

Din - внутренний диаметр ГНКТ,

hГНКТ - глубина спуска ГНКТ.

7.4.2. Средняя динамическая вязкость раствора полимера при течении по ГНКТ:

μ ¯ = μ 0 b T A ˜ I ' E ^ O ' ( e b T A ˜ I ' E ^ O ' 1 ) , ( 27 )

где

μ ¯ - средняя динамическая вязкость раствора полимера при течении по ГНКТ.

7.4.3. Число Рейнольдса при течении раствора полимера по ГНКТ:

Re = 4 ρ Q π μ ¯ D i n . ( 28 )

7.4.4. Коэффициент гидравлического трения при течении раствора полимера в ГНКТ

7.4.4.1. для ламинарного режима течения (Re≤2300)

λ = 64 Re , ( 29 )

7.4.4.2. для турбулентного режима течения (Re>2300)

λ = 0,0032 + 0,221 Re 0,237 , ( 30 )

7.4.5. На каждом временном шаге давление на устье скважины определять согласно:

p w h ( t ) = p ( 0, t ) ρ g h A ˜ I ' E ^ O ' + 8 h A ˜ I ' E ^ O ' λ ( Re ) ρ Q 2 π 2 D i n 5 , ( 31 )

где

pwh(t) - давление на устье скважины в момент времени t при закачивании раствора полимера.

7.4.6. Определять закачанный в пласт объем раствора полимера на каждом шаге по времени по формуле:

V ( t ) = π [ m 1 x s x w l ( R T M 2 R w 2 ) d x + m 2 x w l x w r ( R T M 2 R w 2 ) d x + m 1 x w r x T M ( R T M 2 R w 2 ) d x ] . ( 32 )

7.5. Расчет закачивания раствора полимера прекращают в момент времени t1, определяемый выполнением одного из следующих условий:

7.5.1. Закачан требуемый объем раствора полимера

V ( t 1 ) + π R w 2 x T M ( t 1 ) V T M и л и Q t 1 V T M , ( 33 )

где

VTM - планируемый объем закачивания раствора полимера.

7.5.2. Давление на устье выросло выше допустимого

p w h ( t 1 ) p c r , ( 34 )

где

pcr - критическое значение давления на устье скважины.

8. Если закачивание раствора полимера осуществлялось с забоя ГС, то переходят в систему координат, в которой начало оси абсцисс совпадает с центром вертикального ствола ГС, а сама ось направлена в сторону забоя ГС вдоль горизонтального ствола.

9. Определяют технологическую успешность изоляции и ограничения водопритоков, проверив выполнение следующих условий устойчивости раствора полимера в изолируемой области пласта:

9.1. если закачивание раствора полимера происходит в терригенный пласт, то

Δ p = p k 1 p p w p < 0,55 ( R T M ( x w r , t 1 ) R w ) τ g k 2 , ( 35.1 )

где

xwr совпадает с координатой по стволу скважины, где радиус тампонажного состава в водонасыщенной зоне пласта минимален,

τg - предельное статическое напряжение сдвига полимера;

9.2. если закачивание раствора полимера происходит в карбонатный пласт, то

где (∂p/∂r)2cr - критический градиент давления полимера в водоизолированной зоне по стволу ГС.

Если условия (35.1) или (35.2) не выполняются, изменяют планируемый объем раствора полимера и заново проделывают пп.7-9.

10. Определяют области устойчивости геля в нефтенасыщенном пласте, проверив выполнение следующих условий:

9.1. если закачивание раствора полимера происходит в терригенный пласт, то

для всех х из интервала (0,x(t1));

9.2. если закачивание раствора полимера происходит в карбонатный пласт, то

для всех х в интервалах (xs,xwl) и (xwr,x(t1)),

где

(∂p/∂r)1cr - критический градиент давления полимера в нефтенасыщенной зоне по стволу ГС.

11. Определяют следующие величины:

11.1. Факторы остаточного сопротивления для полимера в карбонатном пласте:

11.1.1. если экран в водонасыщенной зоне устойчив, то фактор остаточного сопротивления по воде

Za=∞,

где Zа - фактор остаточный сопротивления раствора полимера по воде,

11.1.2. если экран в водонасыщенной зоне неустойчив, то фактор остаточного сопротивления по воде

где

C2, ω2 - константы, характерные для данного полимера,

11.1.3. если экран в нефтенасыщенной зоне устойчив, то фактор остаточного сопротивления по нефти

Zo=∝,

где

Zo - фактор остаточного сопротивления по нефти,

11.1.4. если экран в нефтенасыщенной зоне неустойчив

где

C1, ω1 - константы, характерные для данного полимера.

11.2. Дебит жидкости из продуктивной зоны пласта после изоляции и ограничения водопритоков:

11.2.1. для терригенного пласта

где

pk1p - контурное давление в продуктивном пласте после изоляции и ограничения водопритоков,

pwp - забойное давление после изоляции и ограничения водопритоков,

Lgo - протяженность нефтенасыщенной области в продуктивном пласте, занятой полимером,

Lga - протяженность водонасыщенной области в продуктивном пласте, занятой полимером, Zo - фактор остаточного сопротивления полимера по нефти,

Za - фактор остаточного сопротивления полимера по воде,

11.2.2. для карбонатного пласта

Q p = 2 π k 1 h 1 ( p k 1 p p w p ) μ o L [ ln R * + h 1 L ln ( h 1 2 R w ) + S * ] ( ( L L g ) + L g Z o ) , ( 40 )

где Lg - протяженность области в продуктивном пласте, в которую при закачивании попал полимер,

Lg- - протяженность нефтенасыщенной области в продуктивном пласте, занятой неустойчивым экраном из полимера.

11.3. Обводненность продукции после изоляции и ограничения водопритоков:

11.3.1. в случае терригенного пласта

где

η ˜ - обводненность продукции до резкого обводнения скважины;

11.3.2. в случае карбонатного пласта

η p = η ˜ , ( 41.2 )

11.4. Дебит нефти после изоляции и ограничения водопритоков:

Q o p = ( 1 η p ) Q p . ( 42 )

Проводя вычисления согласно формулам (1)-(42) для различных растворов полимера и различных объемов раствора полимера, выбирают тот раствор полимера и тот его объем, которые приводит к максимальному увеличению дебита нефти и максимальному снижению обводненности продукции скважины.

В качестве примера рассмотрим изоляцию и ограничение водопритоков в горизонтальной скважине Тарасовского месторождения, эксплуатирующей терригенный коллектор.

Общая информация: глубина верхних (ближайших к интервалу набора кривизны («пятке») горизонтального ствола) отверстий перфорации 2915,8 м (2429,4 м по абсолютной глубине), нижних - 3179,8 м (2429,0 м по абсолютной глубине); перфорированная толщина пласта 270 м; радиус контура питания 250 м; вязкость нефти в пластовых условиях 0,52 сПз; плотность нефти 0,822 кг/м3; вязкость пластовой жидкости (водонефтяной смеси) 1,26 сПз; плотность пластовой воды 1,011 кг/м3.

Параметры работы обводнившейся скважины: пластовое давление 240 атм, забойное давление 158 атм, дебит нефти 4,7 т/сут, дебит жидкости 260 м3/сут, обводненность 97,8%.

Ограничения в процессе закачки раствора полимера: максимально допустимое давление на устье скважины 115 атм.

Приведем пример проведения работ по изоляции и ограничению водопритоков в рассматриваемой горизонтальной скважине по прототипу.

В качестве изолирующего материала путем экспертной оценки выбран водный раствор полимера (полиакриламида) WSO-955 концентрацией 0,7% масс. со сшивающим агентом ацетатом хрома концентрацией 0,088% масс. Исходя из промыслового опыта проведения изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины, планировалось закачивание 100 м3 указанного раствора полимера.

В скважину через колонну НКТ при открытой затрубной задвижке закачивают раствора полимера, при достижении раствором полимера башмака НКТ задвижку закрывают и закачку продолжают. После окончания закачки промывают скважину от остатков раствора полимера водой и проводят технологическую выдержку на период гелеобразования раствора полимера продолжительностью 24 часа.

Проведем расчет закачивания раствора полимера согласно формулам (1)-(42) для оценки эффективности применения способа по прототипу.

Согласно лабораторным исследованиям, проведенным авторами, зависимость вязкости раствора полимера (полиакриламида) WSO-955 от времени при 75°С (температуре пласта) имеет вид:

µ(t)=45 exp(0,000088t),

где время (t) - в секундах, а вязкость (µ) - в мПа·с.

Также согласно результатам лабораторных исследований авторов факторы остаточного сопротивления закачиваемого раствора полимера по воде и нефти в терригенном коллекторе равны 1500 и 20 соответственно.

Расчет согласно формулам (1)-(42) показывает, что при закачке с расходом 172 м3/сут (например, закачка агрегатом ЦА-320 на второй скорости) за 116 минут (от момента доставки раствора полимера к перфорационным отверстиям горизонтальной скважины) в горизонтальный ствол будет закачано 4,5 м3 раствора полимера, после чего давление на устье достигнет предельной величины 115 атм.

Зависимость давления на устье скважины и положения фронта раствора полимера в горизонтальном стволе при закачивании от времени показана в графическом виде на фиг.1. Сплошная кривая на фиг.1 показывает зависимость давления на устье скважины от времени при закачивании раствора полимера. Видно, что за 116 минут давление на устье достигнет предельной величины 115 атм, что приведет к остановке процесса закачивания. Пунктирная кривая на фиг.1 показывает зависимость положения фронта раствора полимера от времени в горизонтальном стволе при закачивании раствора полимера. К моменту достижения максимально допустимого давления на устье скважины 115 атм фронт раствора полимера по горизонтальному стволу скважины пройдет 260 м из 266 м. При этом согласно расчету в водонасыщенной зоне пласта радиус полимерного экрана составит около 10 см.

Для анализа эффективности работ по изоляции и ограничению водопритоков необходимо оценить устойчивость полученных полимерных экранов в нефте- и в водонасыщенной зонах продуктивного пласта. Для этого необходимо сравнить предельную депрессию, которую выдерживает полимерный экран, с депрессией на полимерный экран, планируемой при эксплуатации скважины (см. фиг.2). На фиг.2:

по горизонтальной оси отложено расстояние от верхних отверстий перфорации по горизонтальному стволу;

по левой вертикальной оси отложена величина депрессии (предельной депрессии, которую выдерживает полимерный экран, или депрессии на полимерный экран, планируемой при эксплуатации скважины);

по правой вертикальной оси отложен радиус полимерного экрана от центральной оси горизонтального ствола;

горизонтально заштрихованная область показывает заполненную раствором полимера часть горизонтального ствола в конце процесса закачивания раствора полимера;

область, заштрихованная мелкой квадратной сеткой, показывает распределение полимерного экрана в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта;

верхняя граница этой области - сплошная тонкая линия - показывает радиус полимерного экрана в нефтенасыщенной зоне пласта;

область, заштрихованная крупной квадратной сеткой, показывает распределение полимерного экрана в водонасыщенной зоне продуктивного пласта;

верхняя граница этой области - сплошная тонкая линия - показывает величину экрана из полимера в водонасыщенной зоне;

сплошная жирная линия показывает предельную депрессию, которую выдерживает полимерный экран;

пунктирная жирная линия показывает величину депрессии на полимерный экран, планируемой при эксплуатации скважины.

На фиг.2 видно, что полимерный экран устойчив в водонасыщенной зоне пласта (сплошная жирная линия лежит выше пунктирной жирной линии в области, заштрихованной крупной квадратной сеткой) с запасом прочности порядка 260 атм. Кроме того, полимерный экран будет устойчив и в значительной части нефтенасыщенной зоны пласта (сплошная жирная линия лежит выше пунктирной жирной линии в области, заштрихованной мелкой квадратной сеткой) с запасом прочности до 30 атм.

Согласно расчетам дебит нефти после изоляции и ограничения водопритоков составит 0,4 т/сут (за счет устойчивого полимерного экрана в нефтенасыщенной части пласта), дебит жидкости 4,2 м3/сут при обводненности 87,2%.

Таким образом, согласно результатам вычислений, первоначально закачиваемый объем полимера был выбран неверно, и закачать в скважину возможно только 13,3 м3 раствора полимера. Кроме того, и этот объем раствора полимера с данными свойствами не является наилучшим, так как водоизоляционный экран остается устойчивым в нефтенасыщенной зоне при эксплуатации скважины после изоляции и ограничения водопритоков, что приводит к значительному снижению дебита нефти.

Так как по прототипу дебит нефти после изоляции и ограничения водопритоков по результатам расчета прогнозируется крайне низким, для повышения эффективности работ по ограничению и изоляции водопритоков был выбран раствор полимера, который фильтруется в пласт лучше (имеет меньшую вязкость), чем раствор полимера (полиакриламида) WSO-955, и после гелеобразования обладает меньшими прочностными характеристиками, чтобы одновременно выполнялось условие устойчивости полимерного экрана в водонасыщенной части пласта и условие неустойчивости полимерного экрана в нефтенасыщенной зоне.

Согласно предлагаемому изобретению:

1. Провели геофизические исследования скважины, по результатам которых определили, что водонасыщенным является интервал 3036,9-3043,0 м, входящий в зону с порядковым номером 8 в таблице.

Порядковый номер зоны Глубина залегания кровли пропластка (измеренная), м Толщина пропластка, м Глубина залегания подошвы пропластка (измеренная), м Пористость, % Проницаемость, мД
1 2915,8 15,6 2931,4 21,8 1,6
2 2931,4 26,4 2957,8 19,6 2,2
3 2957,8 11,5 2969,3 20,2 5
4 2969,3 12,8 2982,1 22,2 12,8
5 2982,1 28,4 3010,5 22,3 8
6 3010,5 6,9 3017,4 22,3 11,8
7 3017,4 8 3025,4 20,5 3,6
8 3025,4 18,2 3043,6 20,8 6,1
9 3043,6 13,4 3057 21,6 7,8
10 3057 20,5 3077,5 20,9 6,9
11 3077,5 15,9 3093,4 19,7 9,5
12 3093,4 19,9 3113,3 19,9 12,2
13 3113,3 1,7 3115 21,5 11,5
14 3115 9 3124 19,4 8,5
15 3124 5,4 3129,4 17,5 3,5
16 3129,4 27 3156,4 18,9 1,8
17 3156,4 13,9 3170,3 17,7 2,3
18 3170,3 9,5 3179,8 17,3 3,7

2. В качестве изолирующего материала был выбран раствор полимера (полиакриламида) Poly-T-101 концентрацией 0,5% масс. со сшивающим агентом ацетатом хрома концентрацией 0,05% масс. Выбор объема раствора полимера (полиакриламида) Poly-T-101 провели с помощью вычислительного эксперимента согласно формулам (1)-(42).

Согласно лабораторным исследованиям, проведенным авторами, зависимость вязкости данного раствора полимера от времени при 75°С (температуре пласта) имеет вид:

µ(t)=24 exp(0,000045t),

где время (t) - в секундах, а вязкость (µ) - в мПа·с.

Также согласно результатам лабораторных исследований авторов факторы остаточного сопротивления закачиваемого раствора полимера по воде и нефти в терригенном коллекторе равны 440 и 10 соответственно.

Расчет согласно формулам (1)-(42) показал, что при закачке с расходом 172 м3/сут (например, закачка агрегатом ЦА-320 на второй скорости) за 58 минут (от момента доставки раствора полимера к перфорационным отверстиям горизонтальной скважины) в горизонтальный ствол будет закачано 6,9 м3 раствора полимера, после чего давление на устье достигнет предельной величины 115 атм.

Зависимость давления на устье скважины и положения фронта раствора полимера в горизонтальном стволе при закачивании от времени показана в графическом виде на фиг.3. Сплошная кривая на фиг.3 показывает зависимость давления на устье скважины от времени при закачивании раствора полимера. Видно, что за 58 минут давление на устье достигнет предельной величины 115 атм, что приведет к остановке процесса закачивания. Пунктирная кривая на фиг.3 показывает зависимость положения фронта раствора полимера от времени в горизонтальном стволе при закачивании раствора полимера. К моменту достижения максимально допустимого давления на устье скважины 115 атм фронт раствора полимера по горизонтальному стволу скважины пройдет 264 м из 266 м. При этом согласно расчету в водонасыщенной зоне пласта радиус полимерного экрана составит около 11 см.

Для анализа эффективности работ по изоляции и ограничению водопритоков необходимо оценить устойчивость полученных полимерных экранов в нефте- и в водонасыщенной зонах продуктивного пласта. Для этого необходимо сравнить предельную депрессию, которую выдерживает полимерный экран, с депрессией на полимерный экран, планируемой при эксплуатации скважины (см. фиг.4). На фиг.4:

по горизонтальной оси отложено расстояние от верхних отверстий перфорации по горизонтальному стволу;

по левой вертикальной оси отложена величина депрессии (предельной депрессии, которую выдерживает полимерный экран, или депрессии на полимерный экран, планируемой при эксплуатации скважины);

по правой вертикальной оси отложен радиус полимерного экрана от центральной оси горизонтального ствола;

горизонтально заштрихованная область показывает заполненную раствором полимера часть горизонтального ствола в конце процесса закачивания раствора полимера;

область, заштрихованная мелкой квадратной сеткой, показывает распределение полимерного экрана в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта;

верхняя граница этой области - сплошная тонкая линия - показывает радиус полимерного экрана в нефтенасыщенной зоне пласта;

область, заштрихованная крупной квадратной сеткой, показывает распределение полимерного экрана в водонасыщенной зоне продуктивного пласта;

верхняя граница этой области - сплошная тонкая линия - показывает величину экрана из полимера в водонасыщенной зоне;

сплошная жирная линия показывает предельную депрессию, которую выдерживает полимерный экран;

пунктирная жирная линия показывает величину депрессии на полимерный экран, планируемой при эксплуатации скважины.

Так как вязкость раствора полимера (полиакриламида) Poly-T-101 в каждый момент времени меньше вязкости раствора полимера (полиакриламида) WSO-955, радиус полимерного экрана в пласте при изоляции и ограничении водопритоков по предлагаемому изобретению (фиг.4) больше, чем по прототипу (фиг.2).

На фиг.4 видно, что полимерный экран устойчив в водонасыщенной зоне пласта (сплошная жирная линия лежит выше пунктирной жирной линии в области, заштрихованной крупной квадратной сеткой) с запасом прочности порядка 30 атм. В нефтенасыщенной зоне пласта полимерный экран будет неустойчив (сплошная жирная линия лежит ниже пунктирной жирной линии в области, заштрихованной мелкой квадратной сеткой) и со временем вынесется, что обеспечит восстановление продуктивности нефтенасыщенной зоны пласта.

Согласно расчетам при этом дебит нефти после изоляции и ограничения водопритоков составит 5,8 т/сут, дебит жидкости 55,4 м3/сут при обводненности 87,2%.

Рассчитанный дебит нефти после проведения работ по изоляции и ограничению водопритока с использованием раствора полимера (полиакриламида) Poly-T-101 в 14 раз выше по сравнению с дебитом нефти после закачки раствора полимера (полиакриламида) WSO-955.

3. В скважину через колонну НКТ закачивают раствор полимера (полиакриламида) Poly-T-101 указанной рецептуры в объеме 7 м3. Закачку первоначально ведут при открытой затрубной задвижке, при достижении раствором полимера башмака НКТ задвижку закрывают.

4. Осуществляют продавку в пласт раствора полимера водой.

5. Очищают скважину от остатков раствора полимера промывкой водой.

6. Закрывают скважину на технологическую выдержку на период гелеобразования продолжительностью 24 часа.

Таким образом, при закачивании в пласт, вскрытый рассматриваемой горизонтальной скважиной Тарасовского месторождения, раствора полимера (полиакриламида) Poly-T-101 в объеме 7 м3 для изоляции водопритока водоизоляционный экран в водонасыщенной части пласта будет устойчивым, а в нефтенасыщенной - неустойчивым, что, наряду со снижением обводненности, приведет к повышению дебита нефти после ремонта (по сравнению с прототипом в 14 раз). Закачивания деструктора полимера не требуется, что снижает продолжительность ремонта, его стоимость и повышает его технологичность.

Таким образом варьирование свойств раствора полимера в ходе вычислительного эксперимента на основе математической модели изоляции и ограничения водопритока приводит к повышению эффективности изоляции и ограничению водопритока в горизонтальные скважины. Кроме того, правильно рассчитанный объем раствора полимера позволяет снизить время проведения ремонта и избежать неоправданного расхода реагентов и технологических жидкостей.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность изоляции и ограничения водопритока в горизонтальные скважины за счет формирования в интервале водопритока устойчивого полимерного экрана и, наоборот, неустойчивого - в продуктивном интервале, в результате подбора раствора полимера с наиболее подходящими в данном конкретном случае свойствами и расчета объема раствора полимера.

1. Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины, включающий закачку и продавку раствора полимера, остановку скважины на период структурообразования полимера, отличающийся тем, что 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, причем 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, и закачивают выбранный раствор полимера в рассчитанном объеме.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед закачкой раствора полимера закачивают временно блокирующий состав, не фильтрующийся в пласт.



 

Похожие патенты:

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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при работах по уменьшению обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Обеспечивает повышение эффективности водоизоляционных работ.

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. .

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.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению продуктивности и приемистости простаивающих нагнетательных, нефтяных и газовых скважин после ремонтных работ. Способ ограничения водогазопритоков с восстановлением продуктивности скважин включает спуск на колонне насосно-компрессорных труб перфоратора, перфорацию эксплуатационной колонны, изоляцию водо- или водогазопритоков и ликвидацию негерметичностей эксплуатационной колонны путем закачивания через вновь образованные отверстия изолирующей композиции, образующей водоизолирующий экран. При этом перфорацию эксплуатационной колонны, закачивание изолирующей композиции осуществляют за один спуск-подъем перфоратора. В качестве перфоратора используют гидромеханический перфоратор, выполненный с возможностью выполнения отверстий в эксплуатационной колонне и закачке через них изолирующей композиции. При этом перфорацию эксплуатационной колонны осуществляют в интервале водо- или газопритоков. Техническим результатом является обеспечение надежного восстановления продуктивности и приемистости скважин, повышение эффективности изоляции пластовых вод, снижение количества спуско-подъемных операций. 2 з.п. ф-лы.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу разработки нефтяной скважины. Технический результат - снижение вероятности возникновения заколонных перетоков из нижележащих водоносных пластов, увеличение дебита нефти и снижение обводненности продукции. По способу разработки нефтяной скважины, содержащей нефтеносный и нижележащий водоносный пласты, разделенные между собой перемычкой толщиной 0,8-2 м, осуществляют исследование скважины для определения положения нефтеносного и водоносного пластов. Определяют состояние эксплуатационной колонны. Выявляют заколонные перетоки. Определяют профили притока и профили закачки. Затем перфорируют водоносный пласт. Осуществляют спуск пакера до верхней границы водоносного пласта и посадку пакера. Осуществляют закачку и продавливание в водоносный пласт водоизоляционной композиции в объеме, предварительно вычисленном по аналитическому выражению. Образуют водоизоляционный экран. Затем осуществляют подъем пакера. Закачивают в эксплуатационную колонну цементный раствор до уровня выше кровли нефтеносного пласта для образования цементного моста, изолирующего пласт. По истечении времени ожидания затвердевания цемента разбуривают цементный мост до глубины выше кровли водоносного горизонта. При этом минимальное время ожидания затвердевания цемента составляет 24-72 часа. Исследуют герметичность забоя. Вскрывают нефтеносный пласт в необходимом интервале и осуществляют добычу нефти. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Наверх