Способ изоляции зон водопритока в скважине



Способ изоляции зон водопритока в скважине
Способ изоляции зон водопритока в скважине
Способ изоляции зон водопритока в скважине

 


Владельцы патента RU 2540704:

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

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка. Закачивают в НКТ приготовленную на дневной поверхности двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, буферную жидкость, вторую порцию структурообразователя. При этом до спуска колонны НКТ выявляют зону водопритока и определяют ее удельную приемистость. В зависимости от глубины зоны водопритока и удельной приемистости выбирают объем и время структурирования двухкомпонентной тампонажной смеси с коротким сроком структурирования, состоящей из двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования и второй порции структурообразователя. Готовят двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования и последовательно закачивают буферную жидкость с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, буферную жидкость с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования. Далее закачивают вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования. Устанавливают в НКТ разделительную пробку с фиксирующей головкой и продавливают при давлении 0,5 МПа продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, в трубное и кольцевое пространство. Создают циркуляцию продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, через верхние радиальные отверстия до выравнивания плотностей в трубном и кольцевом пространстве. Затем колонну НКТ приподнимают и инжектируют при их подъеме вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, через перфорированный торец перфорированного патрубка в двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования. После чего двухкомпонентную тампонажную смесь с коротким сроком структурирования продавливают по кольцевому пространству в зону водопритока продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зон водопритока в скважине. 1 пр., 2 табл., 3 ил.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине.

Известен способ приготовления тампонажной смеси в скважине (патент RU №2373376, МПК E21B 33/138, опубл. 20.11.2009, бюл. №32), включающий спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка, последовательное закачивание в НКТ структурообразующего реагента, подушки буферной жидкости, структурообразователя и последующее смешение структурообразующего реагента со структурообразователем при подъеме на НКТ перфорированного патрубка. Снаружи перфорированного патрубка устанавливают центратор, внутри перфорированного патрубка в верхней части устанавливают проходное кольцо, а в нижней части - посадочное кольцо, причем внутренний диаметр посадочного кольца меньше внутреннего диаметра проходного кольца. После выхода в кольцевое пространство закачанных по НКТ структурообразующего реагента и части буферной жидкости в НКТ устанавливают разделительную пробку, а момент выхода структурообразующего реагента и части объема буферной жидкости в кольцевое пространство определяют по повышению давления закачивания на 2,0-3,0 МПа от первоначального, возникающего при посадке разделительной пробки на проходное кольцо. Посадочное кольцо перфорированного патрубка до подъема насосно-компрессорных труб перекрывается разделительной пробкой, чем обеспечивается более равномерное распределение структурообразователя в структурообразующем реагенте за счет инжектирования структурообразователя в структурообразующий реагент через отверстия на теле патрубка.

Недостатком известного способа является то, что для его осуществления предъявляются определенные требования как к скважинной, так и к продавочной жидкостям, а также к структурообразующему реагенту, структурообразователю и буферной жидкости. Когда вахта капитального ремонта скважин (КРС) открывает устье для подъема НКТ с целью введения структурообразователя в структурообразующий реагент, происходит выравнивание давлений, создаваемых столбами жидкостей в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ через нижнюю часть перфорированного патрубка. При приготовлении тампонажной смеси и выравнивании давлений происходит переток жидкостей из НКТ в кольцевое пространство за НКТ (так, например, если в качестве структурообразующего реагента выбран кремнийорганический продукт 119-296Т марки А, а в качестве структурообразователя - соляная кислота 4%-ной концентрации, то плотность такой кислоты - 1019 кг/м3, а кремнийорганического продукта 119-296Т марки А - 990 кг/м3). При этом уровень жидкостей в НКТ и кольцевом пространстве за НКТ смещается относительно друг друга, что делает невозможным смешение всего объема второй порции структурообразователя со структурообразующим реагентом и, как следствие, это ведет к отверждению тампонажной смеси не во всем объеме. Кроме того, сквозное отверстие перфорированного патрубка герметично перекрыто продавочной пробкой. Поэтому при подъеме колонны НКТ до верхней границы тампонажной смеси происходит засасывание скважинной жидкости и перемешивание ее с тампонажной смесью, вследствие чего тампонажная смесь разбавляется, кроме того, структурообразователь вытекает лишь только через отверстия на теле патрубка, что затрудняет равномерное распределение структурообразователя в структурообразующем реагенте. Еще одним недостатком является то, что плотность продавочной жидкости (1000 кг/м3) меньше плотности тампонажной смеси (~1006 кг/м), во время закачки и отверждения тампонажной смеси происходит ее разбавление продавочной жидкостью.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции зон водопритока в скважине (патент RU №2239048, МПК E21B 33/13, опубл. 27.10.2004, бюл. №30), включающий спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка, торец которого открыт, последовательное закачивание в НКТ приготовленного на дневной поверхности объема двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования (ДТС с ДСС), буферной жидкости, второй порции структурообразователя. По способу всю смесь, приготовленную на дневной поверхности ДТС с ДСС, и первую часть буферной жидкости вытесняют в кольцевое пространство за НКТ, а НКТ приподнимают и инжектируют при их подъеме вторую порцию структурообразователя через открытый торец перфорированного патрубка в смесь, после чего полученную двухкомпонентную тампонажную смесь с коротким сроком структурирования (ДТС с КСС) продавливают по трубному пространству жидкостью с плотностью, равной плотности жидкости глушения скважины, в зону водопритока.

Недостатком известного способа является то, что для его осуществления предъявляются определенные требования как к скважинной, так и к продавочной жидкостям, а также к структурообразующему реагенту, структурообразователю и буферной жидкости. Из-за незначительной разницы в удельном весе, когда открывают устье и устанавливают гидроротор для подъема НКТ с целью введения второй порции структурообразователя в ДТС с ДСС, происходит выравнивание давления, создаваемого столбами жидкостей в НКТ и кольцевом пространстве между НКТ и эксплуатационной колонной (переток жидкости через нижнюю часть перфорированного патрубка). В случае приготовления необходимого объема ДТС с КСС при выравнивании давлений происходит переток жидкостей из НКТ в кольцевое пространство между НКТ и эксплуатационной колонной либо в обратном направлении. При этом уровни жидкостей в НКТ и кольцевом пространстве между НКТ и эксплуатационной колонной смещаются относительно друг друга, что делает невозможным смешение всего объема второй порции структурообразователя с ДТС с ДСС и, как следствие, ведет к отверждению ДТС с КСС не во всем объеме. Далее при осуществлении известного способа НКТ приподнимают и инжектируют при их подъеме порции реагента (структурообразователя) в ДТС с ДСС, находящейся в обсадной колонне. При этом основная часть потока структурообразователя вытекает из НКТ напрямую через открытый торец перфорированного патрубка в обсадную колонну, что затрудняет равномерное распределение и смешивание потока структурообразователя. Кроме этого, свободно подвешенный перфорированный патрубок обычно смещается от центра обсадной колонны к стенке, особенно в наклонно направленных скважинах, что также затрудняет равномерное распределение и смешивание потока структурообразователя. Еще одним недостатком является то, что продавочная жидкость и ДТС с ДСС имеют разные плотности, поэтому во время закачки и отверждения ДТС с КСС происходит ее разбавление продавочной жидкостью.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности изоляции зон водопритока в скважине за счет повышения качества двухкомпонентной тампонажной смеси с коротким сроком структурирования, исключение разбавления двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования и структурообразователя вследствие более равномерного распределения структурообразователя в двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования при подъеме насосно-компрессорных труб и контроля за объемом структурообразователя, а также упрощение способа.

Технические задачи решаются способом изоляции зон водопритока в скважине, включающим спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах перфорированного патрубка, закачивание в насосно-компрессорные трубы приготовленной на дневной поверхности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, буферной жидкости, второй порции структурообразователя и продавливание продавочной жидкостью всей двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, приготовленной на дневной поверхности, и первой части буферной жидкости в кольцевое пространство, подъем насосно-компрессорных труб и инжекцию при их подъеме второй порции структурообразователя через открытый торец перфорированного патрубка в двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, продавливание полученной двухкомпонентной тампонажной смеси с коротким сроком структурирования по трубному пространству в зону водопритока жидкостью с плотностью, равной плотности жидкости глушения скважины.

Новым является то, что до спуска колонны насосно-компрессорных труб выявляют зону водопритока и определяют ее удельную приемистость, в зависимости от глубины зоны водопритока и удельной приемистости выбирают объем и время структурирования двухкомпонентной тампонажной смеси с коротким сроком структурирования, состоящей из двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования и второй порции структурообразователя, далее проводят лабораторные испытания для получения соотношения структурообразующего реагента и структурообразователя с целью получения двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, после этого подбирают соотношение двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования и второй порции структурообразователя, в зависимости от соотношения двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования и второй порции структурообразователя подбирают диаметр и толщину стенки насосно-компрессорных труб, в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах спускают перфорированный патрубок с перфорированным торцом, снаружи перфорированного патрубка устанавливают центратор, далее устанавливают переводник с двумя рядами боковых радиальных отверстий - верхними и нижними соответственно, переводник размещают на расстоянии от 70 до 180 м от перфорированного торца перфорированного патрубка, в первоначальном положении два ряда боковых радиальных отверстий переводника изнутри герметично перекрывают втулкой с посадочным седлом, снаружи в средней части втулка имеет кольцевую проточку и боковые радиальные отверстия, втулка зафиксирована срезным элементом и выполнена с возможностью осевого перемещения вниз до упора, после этого доспускают на насосно-компрессорных трубах перфорированный патрубок и устанавливают его перфорированный торец на 10 м выше зоны водопритока, готовят двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования и последовательно закачивают буферную жидкость с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, буферную жидкость с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, устанавливают в насосно-компрессорные трубы разделительную пробку с фиксирующей головкой и продавливают при давлении 0,5 МПа продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, в трубное и кольцевое пространство с перемещением втулки вместе с разделительной пробкой вниз до упора и с открытием верхних и нижних боковых радиальных отверстий, далее создают циркуляцию продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, через верхние радиальные отверстия до выравнивания плотностей в трубном и кольцевом пространстве, затем колонну насосно-компрессорных труб приподнимают и инжектируют при их подъеме вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, через перфорированный торец перфорированного патрубка в двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, после чего двухкомпонентную тампонажную смесь с коротким сроком структурирования продавливают по кольцевому пространству в зону водопритока продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования.

На фиг.1, 2 и 3 продемонстрирована последовательность реализации способа. Способ реализуют следующим образом. Проводят работы в нефтедобывающей скважине, которая обсажена эксплуатационной колонной (ЭК) 1 (фиг.1) и перфорирована. До спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 поинтервальной опрессовкой ЭК 1 (фиг.1) выявляют зону водопритока 3, например выявили зону водопритока 3 на глубине 1800 м, и определяют ее удельную приемистость, например, удельная приемистость равна 1,5 м3/(ч·МПа). В зависимости от глубины зоны водопритока и удельной приемистости выбирают объем и время структурирования двухкомпонентной тампонажной смеси с коротким сроком структурирования (ДТС с КСС), состоящей из двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования (ДТС с ДСС) и второй порции структурообразователя. При удельной приемистости 1,5 м3/(ч·МПа) объем ДТС с КСС составляет 2 м3, при удельной приемистости 1 м3/(ч·МПа) - 1,5 м3, при удельной приемистости 0,5 м3/(ч·МПа) - 1 м3. Время структурирования ДТС с КСС зависит от глубины зоны водопритока 3: чем глубже находится зона водопритока 3 скважины, тем больше время структурирования. Опытным путем установлено, что на глубине 1800 м структурирование происходит через 1 ч 30 мин; на глубине 1300 м - через 1 ч 15 мин; на глубине 500 м - через 1 ч. Зная глубину зоны водопритока, определяют время структурирования ДТС с КСС, например 1 ч 30 мин.

Для получения ДТС с ДСС используют кремнийорганический продукт 119-296И марки А по ТУ 2229-226-05763441-99 (структурообразующий реагент) и раствор соляной кислоты по ТУ 2122-004-12064382-98 (структурообразователь). Проводят лабораторные испытания. Для получения соотношения структурообразующего реагента и стркутурообразователя берут три стеклянных стакана, в каждый стакан наливают кремнийорганический продукт 119-296И марки А и приливают раствор соляной кислоты в соотношении, например, 2:1, 10:1; 3:1 соответственно. Растворы перемешивают, определяют их плотность и время структурирования. Далее определяют время структурирования ДТС с КСС. Для этого к приготовленной ДТС с ДСС приливают вторую порцию соляной кислоты с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, в соотношении, например, 4,3:1; 4,3:1; 4,8:1, растворы перемешивают и оставляют их на структурирование. Результаты лабораторных испытаний приведены в таблице 1.

Таблица 1
Результаты лабораторных испытаний ДТС с ДСС и ДТС с КСС
№ опыта Двухкомпонентная тампонажная смесь с длительным сроком структурирования Двухкомпонентная тампонажная смесь с коротким сроком структурирования
Соотношение продукта 119-296И марки А и раствора соляной кислоты Плотность, кг/м3 Время структурирования, ч Соотношение ДТС с ДСС и раствора соляной кислоты Плотность, кг/м3 Время структурирования, ч
1 2:1 1017 1,5 4,3:1 1017 30 мин
2 10:1 1012 8 4,3:1 1012 2 ч
3 3:1 1015 3 4,8:1 1015 1 ч 30 мин

Пример приготовления ДТС с ДСС и ДТС с КСС в лабораторных условиях (опыт №3). В стеклянный стакан объемом 500 мл наливают 300 мл кремнийорганического продукта 119-296И марки А плотностью 1010 кг/м3 и приливают 100 мл раствора соляной кислоты плотностью 1030 кг/м3, раствор хорошо перемешивают палочкой до получения однородной жидкости, замеряют плотность, которая составляет 1015 кг/м3 (соотношение 3:1). Структурирование происходит через 3 ч, что является достаточным для приготовления ДТС с ДСС, закачки и продавливания ее в интервал зоны водопритока, поэтому ДТС с ДСС выбрана для осуществления способа. По времени структурирования ДТС с КСС (опыт №3) выбрана для осуществления способа изоляции зоны водопритока в скважине как наиболее оптимальная. Для того чтобы время структурирования составило 1 ч 30 мин, подбирают соотношение ДТС с ДСС и второй порции структурообразователя: к 400 мл приготовленной ДТС с ДСС плотностью 1015 кг/м3 приливают 88,3 мл второй порции соляной кислоты плотностью 1015 кг/м3 (соотношение 4,8:1), хорошо перемешивают и оставляют на структурирование, которое происходит через 1 ч 30 мин.

В зависимости от соотношения ДТС с ДСС и второй порции структурообразователя (4,8:1), зная диаметр и толщину стенки ЭК 1, подбирают диаметр и толщину стенки НКТ 2 так, чтобы объем 1 м кольцевого пространства 4 ЭК 1 и НКТ 2 и объем 1 м трубного пространства 5 НКТ 2 находились в данном соотношении. Например, если скважина обсажена ЭК 1 диаметром 146 мм с толщиной стенки 10 мм, для соотношения 4,8:1 подбор диаметра НКТ 2 осуществляют следующим образом. По таблице 67 книги А.Д. Амирова, С.Т. Овнатанова и И.Б. Саркисова «Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин» (Азнефтеиздат, Баку, 1953, с.216) определяют объем 1 м трубного пространства 5 НКТ 2. Например, с диаметром 60 мм и с толщиной стенки 5 мм он равен 2,02 л, после этого по таблице 68 этого же издания (с.218) определяют объем 1 м кольцевого пространства 4 ЭК 1 диаметром 146 мм с толщиной стенки 10 и НКТ 2, который равен 9,64, то есть 9,64 л и 2,02 л находятся в соотношении 4,8:1.

В ЭК 1 на НКТ 2 спускают перфорированный патрубок 6 с перфорированным торцом 7. Снаружи перфорированного патрубка 6 устанавливают центратор 8, далее устанавливают переводник 9 с двумя рядами боковых радиальных отверстий - верхними 10 и нижними 11 соответственно. Переводник 9 устанавливают на расстоянии от 70 до 180 м от перфорированного торца 7 перфорированного патрубка 6 (это расстояние выбирают в зависимости от объема ДТС с ДСС, буферной жидкости с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, и второй порции структурообразователя с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, и чем больше объем, тем больше расстояние от перфорированного торца 7 перфорированного патрубка 6). В первоначальном положении два ряда боковых радиальных отверстий - верхние 10 и нижние 11 переводника 9 изнутри герметично перекрывают втулкой 12 с посадочным седлом 13, снаружи в средней части втулка 12 имеет кольцевую проточку 14 и боковые радиальные отверстия 15. Втулка 12 зафиксирована срезным элементом 16 и выполнена с возможностью осевого перемещения вниз до упора 17. После этого доспускают на НКТ 2 перфорированный патрубок 6 и устанавливают его перфорированный торец 7 на 10 м выше зоны водопритока 3. Готовят ДТС с ДСС на дневной поверхности и последовательно закачивают буферную жидкость с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, затем приготовленную на дневной поверхности ДТС с ДСС, буферную жидкость с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС. В качестве буферной жидкости используют, например, пластовую воду. Устанавливают в НКТ 2 разделительную пробку 18 с фиксирующей головкой 19 и продавливают при давлении 0,5 МПа продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, в трубное 5 и кольцевое 4 пространство (так как все закачиваемые жидкости имеют одинаковую плотность, то разбавление ДТС с ДСС и второй порции структурообразователя с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, не происходит). В качестве продавочной жидкости используют, например, пластовую воду. При этом фиксирующая головка 19 фиксируется в посадочном седле 13, о чем свидетельствует рост давления закачивания на 1,5 МПа от первоначального. Факт повышения давления свидетельствует о том, что весь приготовленный на дневной поверхности объем ДТС с ДСС и часть буферной жидкости с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, практически полностью продавливается через перфорированный торец 7 перфорированного патрубка 6 в кольцевое пространство 4, а вторая часть буферной жидкости с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, и вторая порция структурообразователя с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, остаются в трубном пространстве 5 НКТ 2 (фиг.2). То есть фиксирование момента изменения давления позволяет контролировать объемы ДТС с ДСС, буферной жидкости с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, и второй порции структурообразователя с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, в трубном 5 и кольцевом 4 пространстве. Давление продолжает повышаться и под воздействием избыточного давления в 2,5 МПа происходит разрушение срезного элемента 16, о чем свидетельствует резкое падение давления на манометре насосного агрегата (на фиг. не показано). Втулка 12 (фиг.1) вместе с разделительной пробкой 18 перемещается вниз до упора 17 (фиг.2) с открытием верхних 10 и нижних 11 боковых радиальных отверстий переводника 9 и боковых радиальных отверстий 15 втулки 12. Далее создают циркуляцию продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, через верхние радиальные отверстия 10 до выравнивания плотностей в трубном 5 и кольцевом 4 пространстве (так происходит уравновешивание всей гидравлической системы, то есть ДТС с ДСС, буферной жидкости с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, и второй порции структурообразователя с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, под разделительной пробкой 18 и продавочной жидкости с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, над разделительной пробкой). Благодаря этому не происходит смещения жидкостей относительно друг друга. Затем приподнимают колонну НКТ 2 с перфорированным патрубком 6 и переводником 9 с открытыми верхними 10 и нижними 11 радиальными отверстиями и боковыми радиальными отверстиями 15 втулки 12 до верхней границы ДТС с КСС 20 (фиг.3), которая определяется совместным объемом компонентов ДТС с КСС. Далее инжектируют вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, при этом верхние радиальные отверстия 10 уравновешивают гидравлическую систему над разделительной пробкой 18, а нижние радиальные отверстия 11 обеспечивают свободный выход второй порции структурообразователя с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, через перфорированный торец 7 перфорированного патрубка 6 в ДТС с ДСС для смешивания. То есть, когда приподнимают колонну НКТ 2, вторая порция структурообразователя, двигаясь вниз, перенаправляется в радиальные направления в отверстия перфорированного торца 7 перфорированного патрубка 6, где происходит дробление потока второй порции структурообразователя на мелкие струи, что в свою очередь облегчает равномерное распределение второй порции структурообразователя в объеме ДТС с ДСС, который находится в скважине. Это является существенной отличительной особенностью по сравнению с прототипом, в результате чего в стволе скважины образуется однородная ДТС с КСС 21 (фиг.3). При этом перфорированный торец 7 перфорированного патрубка 6 исключает засасывание скважинной жидкости при подъеме НКТ 2 до верхней границы ДТС с КСС, благодаря этому не происходит разбавления ДТС с КСС 21 скважинной жидкостью. Далее продавливают ДТС с КСС 21 по кольцевому пространству 4 в зону водопритока 3 продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС. Затем скважину оставляют на время структурирования ДТС с КСС в течение 48 ч. Так как плотность продавочной жидкости и плотность ДТС с КСС равны, то во время закачки и в процессе отверждения ДТС с КСС разбавления продавочной жидкостью не происходит.

Пример практического применения способа

Проводят работы в нефтедобывающей скважине, которая обсажена ЭК 1 (фиг.1) диаметром 146 мм с толщиной стенки 10 мм и перфорирована в интервале 1800-1805 м. До спуска НКТ 2 поинтервальной опрессовкой ЭК 1 в интервале 1800-1805 м была выявлена зона водопритока 3. Определили удельную приемистость зоны водопритока 3, которая составила 1,5 м3/(ч·МПа). Для данной глубины необходимое время структурирования составляет 1 ч 30 мин, а необходимый объем тампонажной смеси - 2 м3. Использовали ДТС с ДСС, состоящую из кремнийорганического продукта 119-296И марки А плотностью 1010 кг/м3 и соляной кислоты плотностью 1030 кг/м3 (табл. 2, опыт №1).

В лабораторных условиях подобрали соотношение структурообразующего реагента и структурообразователя, из полученных ДТС с ДСС смесь со временем структурообразования 3 ч и плотностью 1015 кг/м3 выбрали оптимальной. Для ее приготовления необходимо:

- 1,125 м3 кремнийорганического продукта 119-296И плотностью 1010 кг/м3;

- 0,562 м3 раствора соляной кислоты плотностью 1030 кг/м3.

Объем ДТС с ДСС составил 1,687 м3, соотношение компонентов 3:1.

Для приготовления в скважине ДТС с КСС с плотностью 1015 кг/м3 необходимо:

- 1,687 м3 ДТС с ДСС плотностью 1015 кг/м3;

- 0,353 м3 соляной кислоты плотностью 1015 кг/м3.

Объем ДТС с КСС составил 2,04 м3, плотность - 1015 кг/м3, время структурирования - 1 ч 30 мин, соотношение компонентов - 4,8:1 (табл.2, опыт №1). С целью получения такого соотношения компонентов для ЭК 1 диаметром 146 мм с толщиной стенки 10 мм подобрали диаметр и толщину стенки НКТ 2, которые равны 60 и 5 мм соответственно. В ЭК 1 на НКТ 2 диаметром 60 мм с толщиной стенки 5 мм спустили перфорированный патрубок 6 с перфорированным торцом 7. Снаружи перфорированного патрубка установили центратор 8, далее установили переводник 9 с двумя рядами радиальных отверстий - верхними 10 и нижними 11 соответственно, переводник 9 установили на расстоянии 180 м от перфорированного торца 7 перфорированного патрубка 6. В первоначальном положении два ряда боковых радиальных отверстий (верхние 10 и нижние 11) переводника 9 изнутри герметично перекрыли втулкой 12 с посадочным седлом 13. Снаружи в средней части втулка 12 имеет кольцевую проточку 14 и боковые радиальные отверстия 15. Втулка 12 зафиксирована срезным элементом 16 и выполнена с возможностью осевого перемещения вниз до упора 17. После этого доспустили на НКТ 2 перфорированный патрубок 6 и установили его перфорированный торец 7 на глубину 1790 м, то есть на 10 м выше зоны водопритока 3. Приготовили на дневной поверхности ДТС с ДСС плотностью 1015 кг/м3 в объеме 1,687 м3. В НКТ 2 последовательно закачали 0,2 м3 буферной жидкости плотностью 1015 кг/м3, 1,687 м3 ДТС с ДСС, приготовленной на дневной поверхности, с плотностью 1015 кг/м3, 0,066 м3 буферной жидкости плотностью 1015 кг/м3, 0,353 м3 соляной кислоты плотностью 1015 кг/м3. Установили в НКТ 2 разделительную пробку 18 с фиксирующей головкой 19 и продавили при давлении 0,5 МПа продавочной жидкостью с плотностью 1015 кг/м3 в трубное 5 и кольцевое 4 пространство. При этом фиксирующая головка 19 зафиксировалась в посадочном седле 13, давление выросло до 2 МПа. Давление продолжало повышаться и под воздействием избыточного давления в 2,5 МПа произошло разрушение срезного элемента 16. Давление на манометре насосного агрегата резко упало (на фиг. не показано). Втулка 12 (фиг.1) вместе с разделительной пробкой 18 переместилась вниз до упора 17 (фиг.2) с открытием верхних 10 и нижних 11 боковых радиальных отверстий переводника 9 и боковых радиальных отверстий 15 втулки 12. Далее создали циркуляцию продавочной жидкости плотностью 1015 кг/м3 через верхние радиальные отверстия 10 до выравнивания плотностей в трубном 5 и кольцевом 4 пространстве (так произошло уравновешивание всей гидравлической системы, т.е. ДТС с ДСС, буферной жидкости плотностью 1015 кг/м3 и соляной кислоты плотностью 1015 кг/м3 под разделительной пробкой 18 и продавочной жидкости плотностью 1015 кг/м3 над разделительной пробкой). Благодаря этому не произошло смещения жидкостей относительно друг друга. Затем приподняли колонну НКТ 2 с перфорированным патрубком 6 и переводником 9 с открытыми верхними 10 и нижними 11 радиальными отверстиями и боковыми радиальными отверстиями 15 втулки 12 на глубину 1610 м. При этом верхние радиальные отверстия 10 уравновешивают гидравлическую систему над разделительной пробкой 18, а нижние радиальные отверстия 11 обеспечивают свободный выход соляной кислоты плотностью 1015 кг/м3 из НКТ 2 через перфорированный торец 7 перфорированного патрубка 6 в скважину, где и происходит равномерное смешивание соляной кислоты плотностью 1015 кг/м3 с объемом ДТС с ДСС с плотностью 1015 кг/м3. В процессе подъема соляная кислота плотностью 1015 кг/м3 и ДТС с ДСС плотностью 1015 кг/м3 смешиваются и образуется ДТС с КСС плотностью 1015 кг/м3 21 (инжекция), которую после подъема НКТ 2 продавили в зону водопритока 3 закачкой по кольцевому пространству 4 продавочной жидкости плотностью 1015 кг/м3. Затем скважину оставили на время структурирования ДТС с КСС плотностью 1015 кг/м3 в течение 48 ч. Остальные примеры (представлены в табл.2) выполняются аналогично.

Заявленный способ повышает эффективность изоляции зон водопритока в скважине, исключает разбавление ДТС с ДСС и структурообразователя с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, буферной и продавочной жидкости с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, при движении, а также позволяет контролировать процесс осуществления изоляции зон водопритока и упрощает его.

Таблица 2
Рецептура ДТС с ДСС и ДТС с КСС в зависимости от геолого-технических условий скважины
№ опыта п/п Двухкомпонентная тампонажная смесь с длительным сроком структурирования Двухкомпонентная тампонажная смесь с коротким сроком структурирования Диаметр ЭК, мм Диаметр НКТ, мм Расстояние от перфор. торца перфор. патрубка до переводника, м Объем двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, м3 Объем раствора соляной кислоты с плотностью, равной плотности ДТС с ДСС, м3 Объем двухкомпонентной тампонажной смеси с коротким сроком структурирования, м3 Удельная приемистость, м3/(ч·МПа) Глубина зоны водопритока, м Буферная жидкость, м3
Соотношение продукта 119-296И марки А и раствора соляной кислоты Плотность, кг/м3 Время структурирования, ч Соотношение ДТС с ДСС и второй порции раствора соляной кислоты Плотность, кг/м3 Время структурирования, ч
1 3:1 1015 3 4,8:1 1015 1 ч 30 мин 146×10 60 180 1,687 0,353 2,04 1,5 1800 0,058
2 5:1 1013 4 4,3:1 1013 1 ч 168×10 73 100 1,237 0,287 1,524 1 500 0,08
3 9:1 1012 6 4,3:1 1012 1 ч 15 мин 168×10 73 70 0,846 0,196 1,042 0,5 1300 0,08

Способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах перфорированного патрубка, закачивание в насосно-компрессорные трубы приготовленной на дневной поверхности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, буферной жидкости, второй порции структурообразователя и продавливание продавочной жидкостью всей двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, приготовленной на дневной поверхности, и первой части буферной жидкости в кольцевое пространство, подъем насосно-компрессорных труб и инжекцию при их подъеме второй порции структурообразователя через открытый торец перфорированного патрубка в двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, продавливание полученной двухкомпонентной тампонажной смеси с коротким сроком структурирования по трубному пространству в зону водопритока жидкостью с плотностью, равной плотности жидкости глушения скважины, отличающийся тем, что до спуска колонны насосно-компрессорных труб выявляют зону водопритока и определяют ее удельную приемистость, в зависимости от глубины зоны водопритока и удельной приемистости выбирают объем и время структурирования двухкомпонентной тампонажной смеси с коротким сроком структурирования, состоящей из двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования и второй порции структурообразователя, далее проводят лабораторные испытания для получения соотношения структурообразующего реагента и структурообразователя с целью получения двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, после этого подбирают соотношение двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования и второй порции структурообразователя, в зависимости от соотношения двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования и второй порции структурообразователя подбирают диаметр и толщину стенки насосно-компрессорных труб, в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах спускают перфорированный патрубок с перфорированным торцом, снаружи перфорированного патрубка устанавливают центратор, далее устанавливают переводник с двумя рядами боковых радиальных отверстий - верхними и нижними соответственно, переводник размещают на расстоянии от 70 до 180 м от перфорированного торца перфорированного патрубка, в первоначальном положении два ряда боковых радиальных отверстий переводника изнутри герметично перекрывают втулкой с посадочным седлом, снаружи в средней части втулка имеет кольцевую проточку и боковые радиальные отверстия, втулка зафиксирована срезным элементом и выполнена с возможностью осевого перемещения вниз до упора, после этого доспускают на насосно-компрессорных трубах перфорированный патрубок и устанавливают его перфорированный торец на 10 м выше зоны водопритока, готовят двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования и последовательно закачивают буферную жидкость с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, буферную жидкость с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, устанавливают в насосно-компрессорные трубы разделительную пробку с фиксирующей головкой и продавливают при давлении 0,5 МПа продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, в трубное и кольцевое пространство, с перемещением втулки вместе с разделительной пробкой вниз до упора и с открытием верхних и нижних боковых радиальных отверстий, далее создают циркуляцию продавочной жидкости с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, через верхние радиальные отверстия до выравнивания плотностей в трубном и кольцевом пространстве, затем колонну насосно-компрессорных труб приподнимают и инжектируют при их подъеме вторую порцию структурообразователя с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования, через перфорированный торец перфорированного патрубка в двухкомпонентную тампонажную смесь с длительным сроком структурирования, после чего двухкомпонентную тампонажную смесь с коротким сроком структурирования продавливают по кольцевому пространству в зону водопритока продавочной жидкостью с плотностью, равной плотности двухкомпонентной тампонажной смеси с длительным сроком структурирования.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах.

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.

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.
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 расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве для добычи нефти и газа. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель приготовлен из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и каолин и/или кремнистую глину, где содержание, вес.%: фарфоровой глины 5-85, каолина и/или кремнистой глины 5-85, гончарной глины 5-30.

Настоящее изобретение направлено на создание композиции для прочистки пласта при нефтедобыче. Композиция для прочистки пласта при нефтедобыче содержит расширяющиеся полимерные частицы, имеющие анионные участки, и сшитые лабильными сшивающими агентами и стабильными сшивающими агентами, где указанные частицы объединены с жидкостью и катионным сшивающим агентом, способным дополнительно сшивать частицы при деградации лабильного сшивающего агента с образованием геля, в которой указанный анионный участок выбран из группы, состоящей из полимеризующихся карбоновых кислот и их натриевых, калиевых и аммонийных солей, а указанным катионным сшивающим агентом является, по крайней мере, один агент, выбранный из группы, состоящей из Cr3+ Fe3+ Al3+, Ti4+ Sn4+, Zr4+ или их солей, их комплексов или наночастиц, содержащих их, хелатированных катионов указанных металлов или полиэтиленимина (ПЭИ).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Технический результат - повышение коэффициента вытеснения и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.
Изобретение относится к области добычи нефти и газа, а именно к составам для ограничения водопритоков и выравнивания профилей приемистости и глушения нефтегазодобывающей скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов с вязкой нефтью.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - получение бурового раствора, обладающего низкими показателями величины статического напряжения сдвига и водоотдачи, высокими значениями вязкости и солестойкости, высокой термо- и ферментативной устойчивостью при одновременной доступной и экономически рентабельной технологией приготовления.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разрушения глинистых частиц, находящихся в поровом пространстве низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта.

Изобретение относится к способу сохранения разобщения пластов в подземной скважине, в которой ствол скважины пересекает один или большее число пластов, содержащих углеводороды, включающему: (i) накачивание цементного раствора, содержащего термопластичные блок-сополимерные частицы, в скважину, причем блок-сополимер имеет структуру (A-b-B-b-A), где A представляет собой стеклообразный или полукристаллический блок, а B является эластомерным блоком; и (ii) предоставление цементному раствору возможность затвердеть, чтобы сформировать цементное кольцо.
Изобретение относится к композициям для увеличения вязкости тяжелых рассольных систем. Способ увеличения вязкости рассольных систем, используемых при подземном ремонте скважин, включает: a) получение рассольной системы, включающей гидратированный полисахарид и, по меньшей мере, одну многовалентную соль, где плотность рассольной системы составляет больше чем примерно 1,2 г/см3 и pH составляет меньше чем примерно 7, по меньшей мере одна многовалентная соль присутствует в количестве от примерно 5 мас.% до примерно 90 мас.% общей массы рассольной системы; и b) прибавление эффективного количества щелочного средства, увеличивая вязкость рассольной системы, где щелочное средство выбирают из группы, состоящей из аминов, глицерофосфатов щелочных металлов, ортофосфатов щелочных металлов, гидроксидов щелочных металлов, карбонатов, алканоламинов, силикатов, цитратов, фосфатов, буферных растворов таковых и их смесей.
Изобретение относится к привитому сополимеру из лигнина, который может быть использован в качестве добавки к буровому раствору. Способ получения привитого сополимера из лигнина включает реакцию лигноцеллюлозного материала с акриловым соединением при от 60°С до 100°С в атмосфере азота в присутствии неокисляющей сильной органической кислоты в качестве катализатора.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с высокопроницаемым коллектором. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. В высокопроницаемых коллекторах, имеющих абсолютную проницаемость не менее 100 мД, проводят основной процесс гидроразрыва с применением фракций проппанта, включающих в себя начальную фракцию размерностью от 30/40 до 20/40 меш и основную крупную фракцию размерностью 12/18 меш и более в объеме не менее 70% от общего количества проппанта с конечной концентрацией проппанта не менее 750 кг/м3. Расход жидкости при прокачке фракции 12/18 меш и более через перфорационные отверстия устанавливают не более 3 м3/мин, а устьевое давление поддерживают не более 35 МПа. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва высокопроницаемых пластов. 1 табл.
Наверх