Способ изоляции притока пластовых вод

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, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах с помощью колтюбинговой техники.

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

Недостатками этого способа являются невозможность изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах без их глушения, а также неизбежное загрязнение газопроявляющей части пласта из-за попадания в нее тампонажного материла при проведении водоизоляционных работ.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Патент РФ №2127807, МПК E21B 43/32].

Недостатками этого способа являются невозможность изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах без их глушения.

Наиболее близким техническим решением является способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением через гибкую трубу (ГТ) колтюбинговой установки и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Патент РФ №2244115, МПК E21B 43/32].

Недостатком этого способа является возможное загрязнение газоносной части пласта цементным раствором и уменьшение газонасыщенной толщины пласта.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в обеспечении возможности изоляции притока пластовых без глушения скважин с сохранением газонасыщенной толщины пласта.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в возможности изоляции притока пластовых вод без глушения скважины с ограничением степени загрязнения газонасыщенной части пласта и обеспечением качественного тампонирования водонасыщенной части пласта без уменьшения газонасыщенной толщины пласта.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что изоляцию притока пластовых вод осуществляют путем спуска гибкой трубы (ГТ) во внутреннюю полость лифтовой колонны (ЛК) газовой скважины до забоя и очистки забоя от жидкости и механических примесей, заполнения скважины газовым конденсатом, последующего подъема ГТ до башмака ЛК, закачивания в интервал перфорации через кольцевое пространство (КП) между ГТ и ЛК первой пачки гидрофобизирующего состава, содержащего 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, последующего закачивания через КП 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 ЛК и внутреннего пространства скважины (эксплуатационной колонны) ниже башмака ЛК, повторного спуска ГТ в интервал газоводянного контакта (ГВК), закачивания через ГТ гидрофобной кремнеорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 0,10-0,15 м3 на каждый метр водоносной толщины пласта, обратной промывки скважины в объеме 2,0 цикла с противодавлением, извлечения ГТ из скважины и оставления скважины на реагирование под давлением.

На фиг.1 представлена схема реализации данного способа при очистке забоя от жидкости и механических примесей, на фиг.2 - то же при закачивании в интервал перфорации первой пачки гидрофобизирующего состава, на фиг.3 - то же при закачивании в интервал перфорации второй пачки гидрофобизирующего состава, на фиг.4 - то же при закачивании в интервал ГВК гидрофобной кремнеорганической жидкости.

Способ реализуется следующим образом.

В газовую скважину, находящуюся под давлением, во внутреннюю полость ЛК 1 газовой скважины спускают ГТ 2 до забоя 3. Проводят очистку забоя 3 от жидкости и механических примесей прямой циркуляцией газового конденсата с выпуском газа, находящегося в скважине, на факел, с заполнением ствола скважины газовым конденсатом.

После чего приподнимают ГТ 2 до башмака ЛК 1. Закачивают в интервал перфорации 4 через КП 5 между ГТ 2 и ЛК 1 первую пачку гидрофобизирующего состава 6, содержащего этилсиликат ЭТС-40 10%-ной концентрации, играющего роль гидрофобизирующей добавки, в газовом конденсате в объеме 1-2 м3 на каждый метр газонасыщенной 7 толщины пласта 8 с продавливанием его в газонасыщенную часть 7 пласта 8 буферной пачкой 9 газового конденсата в объеме 0,2 м3 и образованием в продуктивном пласте 8 водоизоляционного экрана 10, оттесняющего пластовые воды от забоя 3 в глубину пласта 8 по радиусу.

Закачивают через КП 5 в интервал перфорации 4 вторую пачку гидрофобизирующего состава 11, содержащего этилсиликат ЭТС-40 100%-ной концентрации, играющую роль гелеобразователя, в объеме 0,4-0,6 м3 на каждый метр эффективной, включающей газонасыщенную 7 и водонасыщенную 12 части, толщины пласта 8, продавливают его в пласт 8 газоконденсатом в объеме ЛК 1 и внутреннего пространства скважины, ее эксплуатационной колонны, ниже башмака ЛК 1.

Далее ГТ 2 доспускают в интервал ГВК 13, положение которого определяют геофизическими методами, и закачивают через нее гидрофобную кремнеорганическую жидкость 14 ГКЖ-11Н, играющую роль закрепителя, в объеме 0,10-0,15 м3 на каждый метр водонасыщенную 12 толщины пласта 8, образующую при контакте с водой водонасыщенной части 12 пласта 8 блокирующий экран 15, препятствующий поступлению воды к забою скважины.

Затем проводят обратную промывку скважины в объеме 2,0 цикла с противодавлением. ГТ 2 извлекают из скважины и скважину оставляют на реагирование под давлением.

Примеры реализации способа.

Необходимо провести изоляцию притока пластовой воды в газовой скважине с аномально-низкими пластовыми давлениями без ее глушения.

ЭТС-40 или этилсиликат - кремнийорганическое соединение, содержащее католические добавки органохлорсиланов: тетраэтоксисилана и соляной кислоты (HCl). При гидролизе этилсиликата образуется гель, и продукт гидролиза закупоривает породу. Состав обладает высокой водоизолирующей способностью и избирательным воздействием на нефтеводонасыщенные пласты.

ГКЖ являются продуктами гидролиза органотрихлорсиланов с последующим растворением продуктов гидролиза в водном или водоспиртовом растворе щелочи (едкого натрия).

Данные составы могут использоваться в широком интервале пластовых температур от нуля до 200°C независимо от степени минерализации пластовых вод. Температура замерзания - ниже минус 40°C.

Содержание ЭТС-40 в составе газового конденсата более 10% нецелесообразно из-за возрастания стоимости, связанной с повышенным расходом реагентов, при этом заметного улучшения технологических параметров не наблюдается.

При содержании ГКЖ-11Н в ЭТС-40 более 15% значительно сокращает время полимеризации, что может привести к невозможности закачивания водоизоляционной композиции в пласт.

При содержании ГКЖ-11Н в ЭТС-40 менее 5% значительно возрастает время процесса полимеризации (24-48 ч), что экономически не оправдано при проведении водоизоляционных работ.

При обратной промывке скважины в объеме менее 2,0 циклов возрастают риски прихвата гибкой трубы в лифтовой колонне, а в объеме более 2,0 циклов обратная промывка экономически не целесообразна, так как не приводит к заметному увеличению эффекта.

При закачивании первой пачки ЭТС-40 в объеме меньше 1 м3 на каждый метр газонасыщенной толщины пласта снижается эффективность проведения водоизоляционных работ, а при объеме больше 2 м3 значительно сокращается время полимеризации, что может привести к невозможности закачки последующей водоизоляционной композиции в пласт.

При закачивании второй пачки ЭТС-40 в объеме меньше 0,4 м3 на каждый метр эффективной толщины пласта, которая слагается из газонасыщенной и вскрытой водонасыщенной частей пласта, снижается эффективность водоизоляционных работ, а при объеме больше 0,6 м3 значительно сокращается время полимеризации, что может привести к невозможности закачки водоизоляционной композиции в пласт.

При закачивании ГКЖ-11Н в объеме меньше 0,10 м3 на каждый метр эффективной толщины пласта снижается эффективность водоизоляционных работ, при объеме больше 0,15 м3 значительно сокращается время полимеризации, что может привести к невозможности закачки водоизоляционной композиции в пласт.

Пример №1

В газовую скважину, находящуюся под давлением, глубиной 1000 м во внутреннюю полость ЛК диаметром 168 мм спускают ГТ диаметром 48 мм до забоя. Проводят очистку забоя от жидкости и механических примесей. Приподнимают ГТ до башмака ЛК. Закачивают в интервал перфорации длиной 60 м через КП площадью 15853,86 мм2 первую пачку гидрофобизирующего состава, содержащего ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 60 м с образованием водоизоляционного экрана. Закачивают через КП вначале газовый конденсат в объеме 0,2 м3, а вслед за ним вторую пачку гидрофобизирующего состава, содержащий ЭТС-40 100%-ной концентрации в объеме 24 м, продавливают его в пласт газоконденсатом в объеме ЛК и внутреннего пространства скважины ниже ЛК. Далее ГТ доспускают в интервал ГВК и закачивают через нее гидрофобную кремнеорганическую жидкость ГКЖ-11Н в объеме 10,0 м3. Затем проводят обратную промывку скважины в объеме 2,0 цикла с противодавлением 5,0 МПа. ГТ извлекают из скважины и скважину оставляют на реагирование под давлением.

Пример №2

В газовую скважину, находящуюся под давлением, глубиной 1200 м во внутреннюю полость ЛК диаметром 114 мм спускают ГТ диаметром 42 мм до забоя. Проводят очистку забоя от жидкости и механических примесей. Приподнимают ГТ до башмака ЛК. Закачивают в интервал перфорации длиной 30 м через КП площадью 6465,86 мм2 первую пачку гидрофобизирующего состава, содержащего ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 45 м3 с образованием водоизоляционного экрана. Закачивают через КП вначале газовый конденсат, а вслед за ним вторую пачку гидрофобизирующего состава, содержащего ЭТС-40 100%-ной концентрации в объеме 15 м3, продавливают его в пласт газоконденсатом в объеме ЛК и внутреннего пространства скважины ниже ЛК. Далее ГТ доспускают в интервал ГВК и закачивают через нее гидрофобную кремнеорганическую жидкость ГКЖ-11Н в объеме 12,0 м3. Затем проводят обратную промывку скважины в объеме 2,0 цикла с противодавлением 5,5 МПа. ГТ извлекают из скважины и скважину оставляют на реагирование под давлением.

Пример №3

В газовую скважину, находящуюся под давлением, глубиной 1400 м во внутреннюю полость ЛК диаметром 89 мм спускают ГТ диаметром 33 мм до забоя. Проводят очистку забоя от жидкости и механических примесей. Приподнимают ГТ до башмака ЛК. Закачивают в интервал перфорации длиной 10 м через КП площадью 3921,07 мм2 первую пачку гидрофобизирующего состава, содержащего ЭТС-40 10%-ной концентрации в газовом конденсате в объеме 20 м3 с образованием водоизоляционного экрана. Закачивают через КП вначале газовый конденсат, а вслед за ним вторую пачку гидрофобизирующего состава, содержащего ЭТС-40 100%-ной концентрации в объеме 6 м3, продавливают его в пласт газоконденсатом в объеме ЛК и внутреннего пространства скважины ниже ЛК. Далее ГТ доспускают в интервал ГВК и закачивают через нее гидрофобную кремнеорганическую жидкость ГКЖ-11Н в объеме 15,0 м3. Затем проводят обратную промывку скважины в объеме 2,0 цикла с противодавлением 6,0 МПа. ГТ извлекают из скважины и скважину оставляют на реагирование под давлением.

Предлагаемый способ изоляции притока пластовых вод в скважинах позволяет проводить ремонтно-изоляционные работы без глушения скважины, снизить степень загрязнения призабойной зоны пласта, сохранить газонасыщенную толщину пласта, сократить продолжительность ремонтных работ в 5-6 раз, снизить затраты на проведение работ и стоимость ремонта скважины в 3-4 раза.

Способ изоляции притока пластовых вод, включающий 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 колонной 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, последующее закачивание через указанное 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, повторный спуск гибкой трубы в интервал газоводянного контакта, закачивание через гибкую трубу гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 0,10-0,15 м3 на каждый метр водонасыщенной толщины пласта, обратную промывку скважины в объеме 2 цикла с противодавлением, извлечение гибкой трубы из скважины и оставление скважины на реагирование под давлением.



 

Похожие патенты:
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.

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.

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.

Изобретение относится к регулированию сопротивления потоку в подземной скважине. Техническим результатом является повышение эффективности регулирования сопротивления потоку флюида в скважине.

Группа изобретений относится к системам регулирования сопротивления потоку для использования в подземной скважине. Технический результат заключается в эффективном регулировании потока флюидов.

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

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 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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения полной выработки запасов нефти из продуктивного пласта независимо от величины депрессии на продуктивный пласт. По способу осуществляют эксплуатацию скважины. В горизонтальную скважину спускают колонну труб. По колонне труб закачивают изолирующий материал в интервал водопритока продуктивного пласта. Осуществляют отбор нефти до обводнения горизонтальной скважины. Из горизонтальной скважины под основным стволом вдоль границы водонефтяного контакта бурят дополнительный ствол на 50 м длиннее забоя основного ствола. Спускают в скважину колонну гибких труб - ГТ, оснащенную снизу гидравлическим отклонителем и фильтром, отверстия которого герметично перекрыты изнутри полой втулкой. Закачивают технологическую жидкость в колонну ГТ, создавая избыточное давление. Одновременно перемещают колонну ГТ вниз до попадания в дополнительный ствол. Доспускают колонну ГТ до забоя дополнительного ствола. На устье скважины в колонну ГТ устанавливают продавочную пробку. Создают избыточное давление в колонне ГТ выше продавочной пробки, проталкивают продавочную пробку и перемещают полую втулку, открывают отверстия фильтра. По колонне ГТ закачивают микроцементный раствор и продавливают его в дополнительный ствол и призабойную зону. Одновременно поднимают колонну ГТ для заполнения дополнительного ствола скважины микроцементным раствором. Прекращают продавку микроцементного раствора при подъеме давления в колонне ГТ до допустимого значения. Извлекают колонну ГТ из скважины и проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения микроцементного раствора. Отсекают дополнительный ствол от основного ствола горизонтальной скважины установкой глухого пакера в интервале зарезки на входе в боковой ствол. Спускают в основной ствол горизонтальной скважины насос на технологической колонне труб и запускают горизонтальную скважину в эксплуатацию. При обводнении добываемой продукции извлекают из скважины технологическую колонну труб с насосом, производят геофизические исследования и определяют обводняющий интервал горизонтальной скважины. Изолируют обводняющий интервал основного ствола горизонтальной скважины. 4 ил.

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 нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений. Способ изоляции подошвенной воды включает перфорацию эксплуатационной колонны в интервале обводнившегося пласта, закачку углеводородной жидкости для удаления воды из призабойной зоны, солянокислотную обработку призабойной зоны для увеличения проницаемости, продавку в пласт водоизоляционной композиции с целью установки водоизоляционного экрана, докрепление экрана раствором микродур RU с сульфацеллом, в обводнившемся интервале установку цементного моста, испытание его на прочность и герметичность, промывку скважины и освоение пласта. Технический результат изобретения - повышение качества изоляции подошвенных вод, обеспечивающее снижение обводненности скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представлены водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами и предназначено для изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон в скважинах, в том числе с горизонтальным стволом. Технический результат - повышение качества изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон за счет отсечения нефтенасыщенной зоны с обеих сторон при минимальных затратах средств. По способу осуществляют разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт с водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами. Исследуют нефтеводонасыщенные зоны пласта и интервалы их залегания. Осуществляют спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта. Последовательно, начиная со стороны забоя скважины, вырезают в обсадной колонне два участка - напротив начального и конечного интервала нефтенасыщеннной зоны. Участки вырезают от границ водонефтяного контакта равными интервалами в водонасыщенной и нефтенасыщенной зонах. Последовательно, начиная со стороны забоя скважины, расширяют вырезанные участки обсадной колонны скважины раздвижным расширителем со шламоуловителем. Извлекают из скважины компоновку для расширения вырезанных участков обсадной колонны. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта и нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта, трубы и глухого разбуриваемого пакера. Спускают компоновку в скважину и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив ближайшего к забою вырезанного участка обсадной колонны. Производят посадку глухого разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта и водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта, трубы и проходного разбуриваемого пакера. Спускают компоновку в скважину и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив вырезанного участка обсадной колонны. Производят посадку проходного разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины. Оставляют водонефтенабухающие пакера на технологическую выдержку в течение 14 суток для изоляции вырезанных участков обсадной колонны скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной. Технический результат - повышение качества изоляции обводнившихся интервалов. По способу осуществляют эксплуатацию скважины до обводнения добываемой продукции. Спускают в горизонтальный ствол колонну труб. Осуществляют крепление колонны труб в горизонтальном стволе скважины закачкой цементного раствора. Осуществляют очистку внутреннего пространства колонны труб от остатков цементного раствора. Проводят геофизические исследования и определяют в залежи нефтенасыщенные интервалы, вскрытые горизонтальным стволом скважины. Осуществляют последовательную перфорацию нефтенасыщенных интервалов от дальнего конца горизонтального ствола к устью. Отбирают нефть до обводнения интервала. Осуществляют изоляцию обводнившегося интервала и продолжение отбора нефти из последующего интервала. При этом для изоляции перфорированного обводнившегося интервала вырезают участок колонны труб в горизонтальном стволе со стороны устья относительно обводнившегося интервала. Производят очистку вырезанного участка колонны труб от остатков разрушенного цементного камня. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из заглушки, водонабухающего пакера, патрубка и разбуриваемого пакера с посадочным инструментом. Спускают собранную компоновку на технологической колонне труб в горизонтальный ствол до размещения водонабухающего пакера напротив вырезанного участка колонны труб. Производят посадку разбуриваемого пакера в колонне труб и извлекают технологическую колонну труб с посадочным инструментом из скважины. После этого перфорируют следующий нефтенасыщенный интервал и продолжают отбор нефти до обводнения. Затем вышеописанные операции повторяют, начиная с вырезания участка в колонне труб горизонтального участка скважины и заканчивая извлечением технологической колонну труб с посадочным инструментом из скважины. 4 ил.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока в скважине. Система включает в себя камеру потока, через которую проходит состав текучей среды, и запорное устройство, которое смещается к закрытому положению, в котором запорное устройство предотвращает проход потока через камеру. Запорное устройство может смещаться в закрытое положение в ответ на увеличение соотношения нежелательных текучих сред и требуемых текучих сред в составе текучей среды. Конструкция может предотвращать смещение запорного устройства в закрытое положение. Состав текучей среды может проходить через конструкцию на выпуск камеры потока. Увеличение соотношения нежелательных и требуемых текучих сред обуславливает разрушение конструкции, которая сопротивляется смещению запорного устройства. Технический результат заключается в повышении эффективности регулирования потока в скважине. 2 н. и 22 з.п. ф-лы, 9 ил.

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.

Наверх