Способ изоляции притока подошвенных вод в скважине

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 нефтедобывающей промышленности, а именно к изоляции притока подошвенных вод в добывающей скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК).

На завершающей стадии разработки нефтяных месторождений по мере снижения пластового давления в нефтеносную часть залежи начинают внедряться подошвенные воды. Первоначально к забою скважины подошвенная вода начинает подтягиваться в виде водяного конуса, а по мере подъема ВНК подойдет к забою и через перфорационные отверстия интервала перфорации начнется постепенное скапливание жидкости на забое и ее медленное поднимание по стволу, перекрывая интервал перфорации, не давая нефти поступать из скважины на поверхность. Скважина обводняется и добыча из нее прекращается. Для восстановления добычи из скважины необходимо проводить водоизоляционные работы, например закачивать через необводнившиеся перфорационные отверстия или вновь образованные отверстия водоизолирующие композиции с созданием водоизоляционного экрана [1 - Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / Амиров А.Д. и др. - М.: Недра, 1979. - С. 238-241].

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [1 - Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / А.Д. Амиров и др. - М.: Недра, 1979. - С. 238-241].

Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, а также неизбежное загрязнение необводнившейся нефтепроявляющей части пласта из-за попадания в нее тампонажного материла при проведении водоизоляционных работ (ВИР).

Известен способ изоляции притока подошвенных вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [2 - Патент РФ №2127807 Е21В 43/32].

Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, а также неизбежное загрязнение необводнившейся нефтегазопроявляющей части пласта из-за попадания в нее тампонажного материла при проведении ВИР.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности изоляции притока подошвенных вод в скважине с сохранением нефтенасыщенной толщины пласта.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в увеличении радиуса водоизоляционного экрана и отсрочки времени обводнения скважины.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что изоляцию притока подошвенных вод в скважине, забой которой расположен вблизи 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.

Микродур (от немец. Microdur) - это особо тонкоминеральное вяжущее с гарантированно плавным изменением гранулометрического состава.

Согласно европейской классификации, микроцементом считается цемент с размером частиц менее 20 мкм. Известны марки Spinor (Франция), Микроцемент СТ (Финляндия), Микродур RU (ООО Дюккер Хофф, г. Сухой лог - Россия), Интрацем (РФ, РХТУ имени Д.И. Менделеева). Наиболее распространенной маркой микроцемента является Microdur (Германия, Дюккерхоф). Microdur - это продукт воздушной сепарации пыли при помоле клинкерных цементов с марками до «600». Microdur отличается высокой степенью дисперсности и относится к особо тонкодисперсным вяжущим (ОТДВ). Выпускается 4 марки Microdur: S, F, U, X, отличающихся по размерам частиц (таблица 1).

Микродур по сравнению с наиболее распространенным вяжущим цементом обладает рядом преимуществ: оптимальное (по времени) затвердевание, высокая водоудерживающая способность, благодаря малому размеру частиц и плавно подобранному гранулометрическому составу суспензия «Микродур» обладает текучестью, сравнимой с текучестью воды. Проникающая способность суспензии сопоставима с бездисперсными вяжущими, что позволит закачку тампонажного материала на основе Микродура в радиальные каналы без каких-либо затруднений. Преимуществом Микродура является также экологическая и санитарная безопасность.

В качестве тампонажного раствора для установки водоизоляционного экрана рекомендуется раствор, содержащий Микродур RU, сульфацелл, этиленгликоль и воду, разработанный Паникаровским Е.В и др. [Патент РФ №2456431 Е21В 33/13], при следующем соотношении компонентов, масс. %:

- Микродур RU 54,6-51,7;

- сульфацелл 0,6-0,6;

- этиленгликоль 1,1-1,1;

- вода 43,7-46,6.

Характеристики тампонажного раствора представлены в таблице 2.

В качестве тампонажного цемента, армированного полипропиленовым волокном, рекомендуется состав [Шаталов Д.А. Разработка технологии и материалов для ремонтно-изоляционных работ при расконсервации скважин: автореф. дис. … канд. техн. наук / Шаталов Дмитрий Александрович. - Тюмень. - 24 с.], содержащий: 69,96% цемента + 30% диптомита + 1% керосина + 0,04% волокна Ф-1 от веса цемента.

Физико-механические свойства образцов камня, приготовленных на основе ПЦТ I-100 и регулируемых структуру камня добавок, твердевшие при н.у. в воде (20±2°С) представлены в таблице 3.

Полипропиленовые волокна специально предназначены для использования в цементных смесях. Полипропилен - инертное сырье, стойкое к кислотам, щелочам и солям, - является наиболее подходящим материалом для использования в цементных составах. Специальная добавка обеспечивает лучшую связь с матрицей цемента.

Великолепная способность волокон к перемешиванию обеспечивает их равномерное распределение в бетоне и армирование его по всему объему.

Опыт применения универсальных полипропиленовых волокон как строительных добавок для бетона и строительных растворов показывает, что волокна не только значительно снижают образование внутренних микротрещин, но и способствуют микроструктурному уплотнению, что является основным фактором повышения долговечности бетона и защиты стальной арматуры.

Полипропиленовые волокна являются армирующей добавкой в бетонные и растворные смеси. Волокна могут улучшить свойства смеси, обеспечить вторичное армирование и в особенности контроль усадки. Добавление в бетон волокон значительно снижает образование трещин при пластической усадке, повышает сопротивление удару, устойчивость к истиранию и морозостойкость, тем самым обеспечивая повышенную долговечность бетона.

Содержание волокнистого наполнителя Ф-1 в тампонажном растворе может содержаться от 0,02% до 0,06%. Содержание его менее 0,02% не приводит к высоким прочностным показателям сформированного камня. Содержание более 0,06% делает раствор практически не прокачиваемым.

На фиг. 1 представлена схема реализации данного способа изоляции притока подошвенных вод.

Способ реализуется следующим образом.

Скважину, в которой уровень подошвенной воды 1 перекрыл верхние отверстия интервала перфорации 2, останавливают. Из скважины, из ее эксплуатационной колонны (ЭК) 3, извлекают лифтовую колонну (ЛК) 4. Выше поверхности поднявшегося ВНК 5 по известной технологии в необводнившейся части продуктивного пласта 6 бурят радиальные ответвления 7, направленные по радиусу в разных направлениях.

После проводки всех радиальных ответвлений 7 через них осуществляют закачивание под давлением тампонажного состава на основе Микродура с созданием водоизоляционного экрана 8.

После выдержки скважины на период реакции тампонажного состава осуществляют докрепление водоизоляционного экрана 8 установкой в ЭК 3 основного ствола цементного моста 9, устанавливаемого ниже уровня радиальных ответвлений, при этом наращивание установленного моста осуществляют уже после затвердевания тампонажного раствора из Микродура.

После завершения ОЗЦ в ЭК 3 основного ствола выше цементного моста 9 проводят дополнительную перфорацию с образованием в ЭК 3 новых перфорационных отверстий 10. Далее скважину осваивают и через вновь образованные в ЭК 3 перфорационные отверстия 10 в скважину начинает поступать пластовый флюид.

Водоизоляционный экран 8, образованный в продуктивном пласте 6, предотвращает поступление подошвенных вод в необводнившуюся часть продуктивного пласта 6, надолго сохраняя безводный период эксплуатации.

Предлагаемый способ изоляции притока подошвенных вод в скважинах позволяет увеличить радиус водоизоляционного экрана, а также безводный период эксплуатации скважины, отсрочив неизбежное обводнение 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению продуктивности и приемистости простаивающих нагнетательных, нефтяных и газовых скважин после ремонтных работ.
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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции и ограничения водопритока в скважины, и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение касается способа регулирования свойств линейного теплового расширения цементного раствора при размещении в подземной скважине, имеющей по крайней мере одну обсадную трубу, путем введения в состав цементного раствора углеродистого материала для того, чтобы коэффициент линейного расширения раствора был выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал.
Способ изоляции зоны поглощения при бурении скважины включает спуск в скважину компоновки, содержащей пакер и бурильные трубы, посадку пакера, продавливание под пакер изолирующих материалов, проведение технологической выдержки для схватывания цемента, срыв пакера, контроль изоляции, подъем компоновки из скважины, разбуривание цементного моста и продолжение бурения скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для снижения выноса песка в скважину. Технический результат - увеличение межремонтного пробега работы скважины и повышение добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - интенсификация добычи нефти из горизонтальной скважины, увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза, снижение обводненности добываемой продукции на 30-50%.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин. Способ включает нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею.

Изобретение относится к способам ликвидации притока подземных вод в горные выработки при доработке месторождений подземным способом, к примеру, для условий криолитозоны Западной Якутии.

Группа изобретений относится к герметизирующим композициям, включающим биутан, и к способам применения таких композиций в подземных операциях. Способ герметизирования подземной формации включает получение герметизирующей композиции, содержащей водную текучую среду, диутановый состав по меньшей мере одну гелевую систему. При этом по меньшей мере одна гелевая композиция включает полиэтилениминовый сшивающий агент и предотвращающий утечку материал. Причем диутановый состав содержит неосветленный диутан, осветленный диутан и любое их сочетание или производное. Предотвращающий утечку материал содержит по меньшей мере один микроизмельченный материал, по меньшей мере один водорастворимый гидрофобно модифицированный полимер и их сочетания. Вводят герметизирующую композицию в буровую скважину, проходящую сквозь подземное формирование. Формируют заглушку из герметизирующей композиции. Техническим результатом является усовершенствование герметизирующей композиции. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 3 пр., 3 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта. 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, 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.

Наверх