Способ поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах

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 и предназначено для изоляции водопритоков в горизонтальных стволах добывающих скважин.

Известен способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины (RU 2363841 C1, МПК E21B 43/32 (2006.01), опубл. 10.08.2009). Данный способ включает закачку блокирующей жидкости с «оптимальным временем жизни», в течение которого обеспечивается закачка в изолируемый интервал заданного объема полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на период структурообразования полимера, закачку деструктора полимера и продавку его в ближнюю прискважинную зону.

Недостатками указанного способа являются сложность восстановления естественной проницаемости в ближней прискважинной зоне после завершения процесса структурообразования полимера, а также сложность подбора как блокирующей жидкости, так и «оптимального времени жизни» этой жидкости, которое может изменяться в пластовых условиях под воздействием давления и температуры, а также в процессе взаимодействия этой жидкости с пластовым флюидом.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод в горизонтальной нефтяной или газовой скважине (RU 2235873 C1, МПК 7 E21B 43/32, E21B 33/13, опубл. 10.09.2004).

Способ включает спуск в скважину безмуфтовой длинномерной трубы, заполнение горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью с последующей закачкой водоизолирующей композиции в обводненный интервал пласта.

Недостатками указанного способа являются необходимость глушения скважины, что существенно увеличивает время осуществления операции, и отсутствие возможности проведения изоляции притока пластовой воды из двух и более интервалов горизонтального ствола скважины.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в разработке эффективного способа поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины, обеспечивающего селективное проникновение водоизолирующей композиции преимущественно в область водопритока, причем также в протяженные горизонтальные скважины как с обсаженным или открытым забоем, так и оборудованные хвостовиком-фильтром.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины как с обсаженным или открытым забоем, так и оборудованные хвостовиком-фильтром.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах, включающем спуск в скважину до забоя гибкой трубы колтюбинговой установки и закачивание водоизолирующей композиции, в отличии от известного водоизолирующую композицию продавливают последовательно в каждый, определенный по результатам геофизических исследований скважины, интервал водопритока, начиная от ближнего к забою, после спуска гибкой трубы до забоя в гибкую трубу подают блокирующую жидкость с добавлением деструктора в количестве, обеспечивающем саморазрушение блокирующей жидкости после проведения изоляционных работ, заполняющую горизонтальный участок ствола скважины в интервале от забоя до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, после чего гибкую трубу поднимают до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, далее в гибкую трубу закачивают водоизолирующую композицию в следующей последовательности: сначала закачивают водоизолирующий компонент, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 и нефти в соотношении 1:9 по объему, с одновременным подъемом гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы (VВИК=2VГТ), причем как только водоизолирующий компонент прокачают до башмака гибкой трубы, затрубное пространство и кольцевое пространство между гибкой трубой и колонной насосно-компрессорных труб перекрывают и водоизолирующий компонент продавливают в пласт для создания равномерного экрана, после закачки расчетного количества водоизолирующего компонента, состоящего из ЭТС-40 и нефти, закачивают буферную жидкость, при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы производят спуск гибкой трубы до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, далее закачивают водоизолирующий компонент, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н, с одновременным подъемом гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы, затем вновь закачивают буферную жидкость, при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы производят спуск гибкой трубы до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, после этого закачивают водоизолирующий компонент, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с одновременным подъемом гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы, после продавки водоизолирующего компонента, состоящего из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме не менее объема гибкой трубы, производят спуск гибкой трубы до интервала горизонтального участка ствола скважины, заполненного блокирующей жидкостью, и производят заполнение горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью до нижней части следующего от забоя интервала водопритока, после чего гибкую трубу поднимают до нижней части следующего от забоя интервала водопритока, и далее аналогичным образом производят изоляцию каждого последующего, считая от забоя, интервала водопритока, после изоляции самого дальнего от забоя интервала водопритока в горизонтальном участке ствола скважины гибкую трубу поднимают в эксплуатационную колонну, и скважину оставляют под давлением на реагирование водоизолирующих компонентов и разрушение блокирующей жидкости, после чего гибкую трубу спускают до забоя и производят прямую промывку скважины в объеме не менее 2 циклов циркуляции.

Водоизолирующая композиция, включающая несколько водоизолирующих компонентов, обеспечивает селективную изоляцию притока пластовых вод в обводненных скважинах с сохранением продуктивной характеристики ПЗП. Следует отметить, что при концентрации ГКЖ-11Н в ЭТС-40 более 10% значительно сокращается время полимеризации, что может привести к невозможности закачки водоизоляционной композиции в пласт, а при более низком содержании ГКЖ-11Н (менее 5%) в ЭТС-40 значительно возрастает время процесса полимеризации, что экономически неоправданно при проведении водоизоляционных работах на скважине.

Представленные чертежи поясняют схему реализации способа в горизонтальном участке ствола скважины, оборудованном фильтром-хвостовиком на примере трехинтервальной обработки.

На фиг.1 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины со спущенной до забоя гибкой трубой, подготовленный для закачивания блокирующей жидкости. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, гибкая труба 7, ближний к забою интервал 8 водопритока, последующие интервалы 9 водопритока, нижняя часть 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока, верхняя часть 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока.

На фиг.2 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины, заполненный блокирующей жидкостью 12, в интервале от забоя до нижней части ближнего к забою интервала водопритока 11. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, гибкая труба 7, ближний к забою интервал 8 водопритока, последующие интервалы 9 водопритока, нижняя часть 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока, верхняя часть 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока, блокирующая жидкость 12.

На фиг.3 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины и продуктивный пласт 2 после продавливания в ближний к забою интервал 8 водопритока компонентов 13, 14, 15 водоизолирующей композиции. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, гибкая труба 7, ближний к забою интервал 8 водопритока, последующие интервалы 9 водопритока, нижняя часть 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока, верхняя часть 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока, блокирующая жидкость 12, водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 и нефти, водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н, водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40.

На фиг.4 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины, заполненный блокирующей жидкостью 12, в интервале от забоя до нижней части следующего интервала 9 водопритока и продуктивный пласт 2 с изолированным ближним к забою интервалом 8 водопритока. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, гибкая труба 7, ближний к забою интервал 8 водопритока, последующие интервалы 9 водопритока, блокирующая жидкость 12, непроницаемый экран 16, образовавшийся в результате взаимодействия компонентов 13, 14, 15 водоизолирующей композиции, селективный водонепроницаемый экран 17, образовавшийся в результате взаимодействия водоизолирующего компонента 15, состоящего из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с водой.

На фиг.5 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины в процессе технического отстоя скважины под давлением после изоляции всех интервалов 8, 9 водопритока, подъема гибкой трубы 7 в эксплуатационную колонну 3. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, гибкая труба 7, блокирующая жидкость 12, непроницаемый экран 16, образовавшийся в результате взаимодействия компонентов 13, 14, 15 водоизолирующей композиции, селективный водонепроницаемый экран 17, образовавшийся в результате взаимодействия водоизолирующего компонента 15, состоящего из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с водой.

На фиг.6 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины после проведения водоизоляционных работ и промывки скважины. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, непроницаемый экран 16, образовавшийся в результате взаимодействия компонентов 13, 14, 15 водоизолирующей композиции, селективный водонепроницаемый экран 17, образовавшийся в результате взаимодействия водоизолирующего компонента 15, состоящего из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с водой.

Способ реализуется следующим образом.

В горизонтальный участок 1 ствола скважины до забоя спускают гибкую трубу 7 колтюбинговой установки, по которой подают блокирующую жидкость 12. В качестве блокирующей жидкости 12 используют сшитый гель с добавлением деструктора в количестве, обеспечивающем саморазрушение блокирующей жидкости 12 после проведения изоляционных работ, заполняющий горизонтальный участок 1 ствола скважины в интервале от забоя до нижней части 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока, определенного по результатам ГИС. После чего гибкую трубу 7 поднимают до нижней части 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока. Далее в гибкую трубу 7 закачивают водоизолирующую композицию, состоящую из нескольких компонентов, закачиваемых последовательно: водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 и нефти; буферная жидкость (например, нефть); водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н; буферная жидкость; водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, в следующей последовательности: сначала закачивают водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 и нефти в соотношении 1:9 по объему, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до верхней части 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока так, чтобы скорость заполнения (VВИК) горизонтального участка 1 ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения (VГТ) гибкой трубы 7 (VВИК=2VГТ), для обеспечения равномерного распределения состава в пласте. Причем как только водоизолирующий компонент 13 прокачают до башмака гибкой трубы 7, затрубное пространство и кольцевое пространство между гибкой трубой 7 и колонной насосно-компрессорных труб перекрывают и водоизолирующий компонент 13 продавливают в пласт для создания равномерного водоизолирующего экрана, оттесняющего фронт воды от ствола скважины в глубину пласта. После закачки расчетного количества водоизолирующего компонента 13 закачивают буферную жидкость, например нефть, при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы 7 производится спуск гибкой трубы 7 до нижней части 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока. Далее закачивают водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до верхней части 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка 1 ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы 7. Затем вновь закачивают буферную жидкость (нефть), при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы 7 производится спуск гибкой трубы 7 до нижней части 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока, после этого закачивают водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до верхней части 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка 1 ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы 7. После продавки водоизолирующего компонента 15 в объеме не менее объема гибкой трубы 7 производят спуск гибкой трубы 7 до интервала горизонтального участка 1 ствола скважины, заполненного блокирующей жидкостью 12, и производят заполнение горизонтального участка 1 ствола скважины блокирующей жидкостью 12 до нижней части следующего интервала 9 водопритока. После чего гибкую трубу 7 поднимают до нижней части следующего интервала 9 водопритока, и далее аналогичным образом производится изоляция каждого последующего, считая от забоя, интервала 9 водопритока. После изоляции самого дальнего от забоя интервала 9 водопритока в горизонтальном участке 1 ствола скважины гибкую трубу 7 поднимают в эксплуатационную колонну, и скважину оставляют под давлением на реагирование водоизолирующих компонентов 13, 14, 15 и разрушение блокирующей жидкости 12, после чего гибкую трубу 7 спускают до забоя и производят прямую промывку скважины в объеме не менее 2 циклов циркуляции.

Пример реализации способа 1

Скважина с горизонтальным окончанием длиной 400 м и диаметром 140 мм, оборудованная фильтром-хвостовиком 5 наружным диаметром 114 мм, спущенным до забоя. Пластовая вода поступает в интервалах горизонтального участка 1 ствола скважины 100-110 м, 125-138 м, 150-166 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины).

Водоизоляционные работы проводят с использованием колтюбинговой установки с гибкой трубой 7 диаметром 38,1 мм (длина труб на барабане 3500 м) в следующей последовательности.

В скважину спускают до башмака фильтра-хвостовика 5 гибкую трубу 7, по которой закачивается 2,92 м3 блокирующей жидкости 12, в качестве которой используется сшитый гель, с добавлением деструктора, на основе пероксида натрия, для заполнения горизонтального участка 1 ствола скважины в интервале 166-400 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины). Затем гибкую трубу 7 поднимают на 234 м от башмака фильтра-хвостовика 5, и в гибкую трубу 7 закачивают водоизолирующую композицию, которая доводится до башмака гибкой трубы 7, после чего перекрывают затрубное и кольцевое пространства между гибкой трубой 7 и насосно-компрессорными трубами.

Водоизолирующую композицию, состоящую из водоизолирующих компонентов 13, 14, 15, закачивают в следующей последовательности:

1) закачивают водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 1,6 м3 и нефти в объеме 14,4 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до 250 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,125 м/с;

2) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м3, и производится спуск гибкой трубы 7 до 234 м от башмака фильтра-хвостовика 5;

3) закачивают водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 1,6 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 250 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,125 м/с;

4) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м3, и производится спуск гибкой трубы 7 до 234 м от башмака фильтра-хвостовика 5;

5) закачивают водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 12,8 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 250 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,125 м/с;

6) закачивают продавочную жидкость, например нефть, в объеме 3 м3.

Производят спуск гибкой трубы 7 до интервала скважины, заполненного блокирующей жидкостью 12 (234 м от башмака фильтра-хвостовика 5), по которой закачивается, с использованием штуцера, 0,35 м3 блокирующей жидкости 12, заполняющей горизонтальный участок 1 ствола скважины в интервале 234-262 м от башмака фильтра-хвостовика 5. Затем гибкую трубу 7 поднимают на 262 м от башмака фильтра-хвостовика 5 и производят изоляцию следующего от забоя интервала 9 водопритока (125-138 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины), а затем в той же последовательности, которая описана выше, производится изоляция последнего интервала водопритока (100-110 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины). После чего гибкую трубу 7 поднимают в эксплуатационную колонну 2, и скважина оставляется на 24 часа под давлением закачки.

Затем гибкую трубу 7 спускают в скважину до башмака фильтра-хвостовика 5 и производят прямую промывку скважины в объеме 2 циклов циркуляции.

Пример реализации способа 2

Скважина с горизонтальным окончанием длиной 1000 м и диаметром 140 мм, оборудованная фильтром-хвостовиком 5 наружным диаметром 102 мм, спущенным до забоя. Пластовая вода поступает в интервалах горизонтального участка 1 ствола скважины 435-460 м, 734-760 м, 820-852 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины).

Водоизоляционные работы проводят с использованием колтюбинговой установки с гибкой трубой 7 диаметром 44,5 мм (длина труб на барабане 3000 м) в следующей последовательности.

После изоляции ближнего к забою интервала 8 водопритока (820-852 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины), спускают гибкую трубу 7 до интервала горизонтального участка 1 ствола скважины, заполненного блокирующей жидкостью 12 (148 м от башмака фильтра-хвостовика 5), и закачивают, с использованием штуцера, 1,15 м3 блокирующую жидкость 12, в качестве которой используется сшитый гель, с добавлением деструктора, на основе пероксида натрия, для заполнения горизонтального участка 1 ствола скважины в интервале 148-240 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины). Затем гибкую трубу 7 поднимают на 240 м от башмака фильтра-хвостовика 5, и в гибкую трубу 7 закачивают водоизолирующую композицию, которая доводится до башмака гибкой трубы 7, после чего перекрывают затрубное и кольцевое пространства между гибкой трубой 7 и насосно-компрессорными трубами.

Водоизолирующую композицию, состоящую из водоизолирующих компонентов 13, 14, 15, закачивают в следующей последовательности:

1) закачивают водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 2,6 м3 и нефти в объеме 23,4 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до 266 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,2 м/с;

2) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м3, и производится спуск гибкой трубы 7 до 240 м от башмака фильтра-хвостовика 5;

3) закачивают водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 2,6 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до 266 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,2 м/с;

4) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м3, и производится спуск гибкой трубы 7 до 240 м от башмака фильтра-хвостовика 5;

5) закачивают водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 46,8 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 266 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,2 м/с;

6) закачивают продавочную жидкость, например нефть, в объеме 3,5 м3.

Производят спуск гибкой трубы 7 до интервала скважины, заполненного блокирующей жидкостью 12 (266 м от башмака фильтра-хвостовика 5), по которой закачивается, с использованием штуцера, 3,73 м3 блокирующей жидкости 12, заполняющей горизонтальный участок 1 ствола скважины в интервале 240-540 м от башмака фильтра-хвостовика 5. Затем гибкую трубу 7 поднимают на 540 м от башмака фильтра-хвостовика 5 и производят изоляцию последнего, самого дальнего от забоя интервала 9 водопритока (435-460 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины). После чего гибкую трубу 7 поднимают в эксплуатационную колонну 2, и скважина оставляется на 24 часа под давлением закачки.

Затем гибкую трубу 7 спускают в скважину до башмака фильтра-хвостовика 5 и производят прямую промывку скважины в объеме 2 циклов циркуляции.

Пример реализации способа 3

Скважина с горизонтальным окончанием длиной 1500 м и диаметром 161 мм, оборудованная фильтром-хвостовиком 5 наружным диаметром 127 мм, спущенным до забоя. Пластовая вода поступает в интервалах горизонтального участка 1 ствола скважины 327-356 м, 789-793 м, 994-1020 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины).

Водоизоляционные работы проводят с использованием колтюбинговой установки с гибкой трубой 7 диаметром 50,3 мм (длина труб на барабане 3000 м) в следующей последовательности.

После изоляции ближнего к забою 8 и одного следующего 9 интервалов водопритока (789-793 м, 994-1020 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины), спускают гибкую трубу 7 до интервала горизонтального участка 1 ствола скважины, заполненного блокирующей жидкостью 12 (707 м от башмака фильтра-хвостовика 5), и закачивают, с использованием штуцера, 7,31 м3 блокирующей жидкости 12, в качестве которой используется сшитый гель, с добавлением деструктора, на основе пероксида натрия, для заполнения горизонтального участка 1 ствола скважины в интервале 707-1144 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины). Затем гибкую трубу 7 поднимают на 1144 м от башмака фильтра-хвостовика 5, и в гибкую трубу 7 закачивают водоизолирующую композицию, которая доводится до башмака гибкой трубы 7, после чего перекрывают затрубное и кольцевое пространства между гибкой трубой 7 и насосно-компрессорными трубами.

Водоизолирующую композицию, состоящую из водоизолирующих компонентов 13, 14, 15, закачивают в следующей последовательности:

1) закачивают водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 2,9 м3 и нефти вобъеме 26,1 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до 1173 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,1 м/с;

2) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м3, и производится спуск гибкой трубы 7 до 1144 м от башмака фильтра-хвостовика 5;

3) закачивают водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 2,9 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до 1173 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,1 м/с;

4) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м3, и производится спуск гибкой трубы 7 до 1144 м от башмака фильтра-хвостовика 5;

5) закачивают водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 35,6 м3, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 1173 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,1 м/с;

6) закачивают продавочную жидкость, например нефть, в объеме 4,3 м3.

Производят подъем гибкой трубы 7 в эксплуатационную колонну 2, и скважину оставляются на 24 часа под давлением закачки.

Затем гибкую трубу 7 спускают в скважину до башмака фильтра-хвостовика 5 и производят прямую промывку скважины в объеме 2 циклов циркуляции.

Способ поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах, включающий спуск в скважину до забоя гибкой трубы колтюбинговой установки и закачивание водоизолирующей композиции, отличающийся тем, что водоизолирующую композицию продавливают последовательно в каждый, определенный по результатам геофизических исследований скважины, интервал водопритока, начиная от ближнего к забою, после спуска гибкой трубы до забоя в гибкую трубу подают блокирующую жидкость с добавлением деструктора в количестве, обеспечивающем саморазрушение блокирующей жидкости после проведения изоляционных работ, заполняющую горизонтальный участок ствола скважины в интервале от забоя до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, после чего гибкую трубу поднимают до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, далее в гибкую трубу закачивают водоизолирующую композицию в следующей последовательности: сначала закачивают водоизолирующий компонент, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 и нефти в соотношении 1:9 по объему, с одновременным подъемом гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы, причем как только водоизолирующий компонент прокачают до башмака гибкой трубы, затрубное пространство и кольцевое пространство между гибкой трубой и колонной насосно-компрессорных труб перекрывают и водоизолирующий компонент продавливают в пласт для создания равномерного экрана, после закачки расчетного количества водоизолирующего компонента, состоящего из ЭТС-40 и нефти, закачивают буферную жидкость, при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы производят спуск гибкой трубы до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, далее закачивают водоизолирующий компонент, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н, с одновременным подъемом гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы, затем вновь закачивают буферную жидкость, при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы производят спуск гибкой трубы до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, после этого закачивают водоизолирующий компонент, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с одновременным подъемом гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы, после продавки водоизолирующего компонента, состоящего из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме не менее объема гибкой трубы, производят спуск гибкой трубы до интервала горизонтального участка ствола скважины, заполненного блокирующей жидкостью, и производят заполнение горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью до нижней части следующего от забоя интервала водопритока, после чего гибкую трубу поднимают до нижней части следующего от забоя интервала водопритока, и далее аналогичным образом производят изоляцию каждого последующего, считая от забоя, интервала водопритока, после изоляции самого дальнего от забоя интервала водопритока в горизонтальном участке ствола скважины гибкую трубу поднимают в эксплуатационную колонну, и скважину оставляют под давлением на реагирование водоизолирующих компонентов и разрушение блокирующей жидкости, после чего гибкую трубу спускают до забоя и производят прямую промывку скважины в объеме не менее 2 циклов циркуляции.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах с помощью колтюбинговой техники.
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.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области цементирования зон водопритока в скважинах. Способ цементирования зон водопритока скважин включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины на 20-70% и увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. Тампонажный состав для цементирования скважин с низким пластовым давлением включает 60,5-63,7 мас.% портландцемента, 0,61-1,53 мас.% соли алюминия.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам производства ремонтно-изоляционных работ в скважине, и предназначено для герметизации эксплуатационной колонны.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины. Состав для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины включает амиды жирных кислот и пресную воду.

Группа изобретений относится к способам, которые могут быть применимыми в обработке подземных пластов, и, более конкретно, к усовершенствованным способам размещения и/или отклонения обрабатывающих текучих сред в подземных пластах.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для ликвидации межпластовых перетоков флюидов, ограничения водопритоков и поглощений как при строительстве, так и эксплуатации скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного нефтяного месторождения. Технический результат - увеличение охвата неоднородного месторождения воздействием, снижение обводненности добываемой продукции, выравнивание проницаемости месторождения, повышение коэффициента конечной нефтеотдачи. В способе разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающем бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, закачку в пласт водного изолирующего агента порциями различной концентрации для селективной изоляции нагнетательных скважин, производят выделение зон различной проницаемости вокруг нагнетательной скважины при помощи термометрии с определением площади зон с близкой температурой, причем селективную изоляцию производят оторочками с различной концентрацией изолирующего агента, так как для заполнения больших по площади зон закачивают изолирующий агент с большей концентрацией, а меньших по площади зон - с меньшей концентрацией пропорционально площади этих зон в горизонтальной проекции для выравнивания проницаемости месторождения. 2 ил., 2 пр.

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.

Наверх