Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины. Техническим результатом изобретения является повышение качества водоизоляционных работ - ВИР, возможность оценки эффективности проведенных ВИР в процессе эксплуатации добывающей скважины, повышение технологичности проведения ВИР при отрицательных температурах, снижение негативного воздействия химических реагентов на коллекторские свойства призабойной зоны добывающей скважины, увеличение выработки запасов нефти из продуктивного пласта. Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины, пробуренной в карбонатном коллекторе, включает извлечение из скважины насосного оборудования, бурение ниже основного ствола скважины дополнительного ствола с горизонтальным участком вдоль водопроявляющего пласта, спуск в дополнительный ствол колонны гибких труб - ГТ осевым перемещением от забоя к устью с одновременной подачей в колонну ГТ водоизоляционного материала. Перед спуском колонны ГТ определяют интервал водопритока вдоль горизонтального участка в основном стволе с последующей изоляцией этих интервалов через дополнительный ствол путем последовательного закачивания раствора полиалюминия хлорида и раствора полиакриламида, приготовленных на пластовой воде девонского горизонта, и нижнюю часть стенки дополнительного горизонтального ствола. Закачивание раствора полиакриламида осуществляют после продавливания раствора полиалюминия хлорида в водоносный пласт и выдержки его на гелеобразование в течение суток. Закачивание полиакриламида осуществляют сбоку в интервалах забоя и зарезки дополнительного горизонтального ствола, затем извлекают из дополнительного ствола колонну ГТ. Перед спуском насосного оборудования устанавливают проходной пакер, оборудованный состыковочным узлом для подсоединения к нему колонны НКТ, запускают скважину в эксплуатацию с забойным давлением в основном стволе 3,2-4,1 МПа, при этом подсасывание раствора полиакриламида осуществляют автоматически из вертикального ствола скважины, заполненного раствором полиакриламида, по мере его фильтрации к основному стволу горизонтальной скважины. 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к ремонтно-изоляционным работам в скважинах с применением тампонажных составов.

Известен способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины (патент RU №2363841, МПК Е21В 43/32, опубл. 10.08.2009 г., бюл. №22), включающий закачку полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на период структурообразования полимера. Перед закачкой раствора полимера в каждый интервал в скважину закачивают блокирующую жидкость с оптимальным временем «жизни», в течение которого обеспечивается закачка в изолируемый интервал заданного объема полимера, по прошествии которого происходит саморазрушение блокирующей жидкости, в объеме, необходимом для заполнения горизонтального ствола от забоя скважины до ближней от забоя границы интервала обработки раствором полимера, после выдержки на период структурообразования полимера в последнем обрабатываемом интервале в скважину закачивают деструктор полимера, который затем продавливают в пласт в ближнюю прискважинную зону и выдерживают на период разрушения полимера в этой зоне.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкое качество водоизоляционных работ (ВИР), обусловленное быстрым прорывом изолируемой воды в горизонтальный ствол добывающей скважины вдоль тонкой непроницаемой корки. Это происходит вследствие того, что горизонтальные стволы пробурены вдоль напластования пород, а проницаемость пород вдоль напластования значительно выше, чем в поперечном направлении, поэтому пластовая вода может легко фильтроваться по напластованию пород вдоль тонкой непроницаемой корки и прорываться в полость горизонтального ствола;

- во-вторых, низкая надежность реализации способа, связанная со сложностью и требовательностью технологии проведения ВИР, связанных с последовательной закачкой водоизоляционных материалов: блокирующей жидкости с оптимальным временем «жизни», полимера, деструктора полимера, при этом необходимо строго соблюдать пропорции закачиваемых материалов, а также время закачки и выдержки;

- в-третьих, невозможность оценить эффективность ВИР, так как после их проведения не контролируется обводненность добываемой продукции, отбираемой из необсаженного горизонтального участка ствола добывающей скважины, поэтому бесконтрольная эксплуатация такой скважины становится убыточной.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины (заявка RU №2560018 от 08.07.2014 г., опубл. 20.08.2015 г., бюл. №23), включающий извлечение из скважины насосного оборудования, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, закачку через них водоизоляционного материала - смеси из высоковязкой ашальчинской нефти и товарной угленосной нефти. После извлечения насосного оборудования из необсаженного ствола с горизонтальным участком из добывающей скважины бурят дополнительный ствол с горизонтальным участком, вскрывающий вдоль водопроявляющий пласт, затем до забоя дополнительного ствола спускают колонну гибких труб (ГТ) и производят изоляцию водопроявляющего пласта до интервала зарезки из добывающей скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложность технологии проведения ВИР посредством ашальчинской нефти из-за необходимости соблюдать точность соотношения нефти в смеси, строго соблюдать температурный диапазон, так как исходная ашальчинская нефть имеет температуру 80°C и, если смесь, полученная из нефти, будет иметь температуру ниже 20°C, то ее условная вязкость будет больше 700 с и технологически такую смесь трудно будет закачать. В случае закрепления экрана исходной ашальчинской нефтью необходимо использовать для закачки специальные термоизолированные трубы «термокейс»;

- во-вторых, при закачивании смеси ашальчинской нефти и товарной угленосной нефти по способу, предложенному наиболее близким аналогом, она устремится по наиболее проницаемым трещинам, а менее проницаемые трещины не будут изолированы и по ним будет поступать вода в горизонтальный ствол эксплуатационной скважины, что приведет к быстрому обводнению добываемой продукции;

- в-третьих, работы сильно усложняются в зимний период, так как при остывании до температуры 10-20°C и ниже ашальчинская нефть становится непрокачиваемой.

Техническими задачами изобретения являются повышение качества ВИР, возможность оценки эффективности проведенных ВИР в процессе эксплуатации добывающей скважины, повышение технологичности проведения ВИР при отрицательных температурах, снижение негативного воздействия химических реагентов на коллекторские свойства призабойной зоны добывающей скважины, увеличение выработки запасов нефти из продуктивного пласта.

Поставленные задачи решаются способом изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины, пробуренной в карбонатном коллекторе, включающим извлечение из скважины насосного оборудования, бурение ниже основного ствола скважины дополнительного ствола с горизонтальным участком вдоль водопроявляющего пласта, спуск в дополнительный ствол колонны гибких труб - ГТ осевым перемещением от забоя к устью с одновременной подачей в колонну ГТ водоизоляционного материала.

Новым является то, что перед спуском колонны ГТ определяют интервал водопритока вдоль горизонтального участка в основном стволе с последующей изоляцией этих интервалов через дополнительный ствол путем последовательного закачивания раствора полиалюминия хлорида и раствора полиакриламида, приготовленных на пластовой воде девонского горизонта, причем закачивание раствора полиакриламида осуществляют после продавливания раствора полиалюминия хлорида в водоносный пласт и выдержки его на гелеобразование в течение суток, при этом закачивание полиакриламида осуществляют сбоку в интервалах забоя и зарезки дополнительного горизонтального ствола, и нижнюю часть стенки дополнительного горизонтального ствола, затем извлекают из дополнительного ствола колонну ГТ, перед спуском насосного оборудования устанавливают проходной пакер, оборудованный состыковочным узлом для подсоединения к нему колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, запускают скважину в эксплуатацию с забойным давлением в основном стволе 3,2-4,1 МПа, при этом подсасывание раствора полиакриламида осуществляют автоматически из вертикального ствола скважины, заполненного раствором полиакриламида, по мере его фильтрации к основному стволу горизонтальной скважины.

Реагенты, применяемые в предложении:

- полиалюминия хлорид представляет собой порошок светло-желтого цвета с рН 3,5-5, с массовой долей оксида алюминия (Al2O3) не менее 30%, массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,5%;

- полиакриламид представляет собой порошок от белого до желтоватого цвета с молекулярной массой 5·106, с содержанием основного вещества не менее 90%, массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, с анионностью 5-20%.

Для доказательства достоверности предлагаемого способа были проведены численные эксперименты на пакетах программы ROXAR по оптимизации способов изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины с использованием гидродинамического моделирования. Цифровая (компьютерная) фильтрационная модель представляет собой нефтяной участок башкирских отложений в виде трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, и дополнительно включает динамические характеристики пластовых процессов. Для условий численного эксперимента была принята модель с длиной горизонтального участка добывающей скважины (ГС) 324 м, а длина вспомогательной ГС - 375 м.

Численные эксперименты показали следующее:

- модель с двойной пористостью и проницаемостью (ДПП) без закачки трассера (водоизолирующего материала). Накопленная добыча нефти - 38,6 тыс. м3, накопленная добыча воды - 1214,2 тыс. м3;

- модель с ДПП с закачкой трассера. Фильтрация водоизолирующего материала открыта по всей поверхности ГС. Накопленная добыча нефти - 42,2 тыс. м3, накопленная добыча воды - 990,0 тыс. м3;

- модель с ДПП с закачкой трассера через нижнюю поверхность ствола вспомогательной скважины, верхняя часть изолирована. Накопленная добыча нефти - 44,4 тыс. м3, накопленная добыча воды - 804,8 тыс. м3;

- модель с ДПП с закачкой трассера. Изоляция производится через нижнюю часть вспомогательного ствола и сбоку в интервалах зарезки и забоя ГС. Накопленная добыча нефти - 50,4 тыс. м3, накопленная добыча воды - 634,1 тыс. м3.

В гидродинамических расчетах принималось, что закачка трассера в зависимости от концентрации трассера меняет значения относительных фазовых проницаемостей от 0,1 до 1 раза. Это происходит за счет изменения подвижности водной фазы при условии, что забойное давление в основном горизонтальном стволе находится в пределах 3,3-4,1 МПа. Если в ячейках нет трассера, то подвижность водной фазы не изменяется. В случае когда ячейка заполнена трассером, особенно в окрестности вспомогательной скважины, подвижность водной фазы уменьшается в 10 раз.

На фиг. 1 приведена оценка эффективности выработки запасов в виде зависимости коэффициента извлечения нефти (КИН) от водонефтяного фактора (ВНФ) для различных видов модельных сценариев.

Пример осуществления способа изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины №16645

Из горизонтального ствола добывающей скважины 1 (фиг. 2), пробуренной в карбонатном коллекторе, извлекли насосное оборудование (на фиг. не показано), ниже обсаженного участка пробурили дополнительный ствол 2, вскрывающий пласт, расположенный ближе к кровельной части линии водонефтяного контакта (ВНК). Определили интервалы водопритока, происходящего по трещинам 3 (фиг. 3), вдоль горизонтального участка в основном стволе. Например, геофизические исследования в горизонтальном участке ствола 2 добывающей скважины 1 провели с помощью геофизического комплекса АГАТ - 42, спускаемого на кабеле (на фиг. 2 не показан).

После чего в дополнительный ствол 2 спустили колонну ГТ 4 осевым перемещением от забоя до интервала зарезки второго ствола к устью ГТ с одновременной подачей по ГТ раствора полиалюминия хлорида 15%-ной концентрации. Объем раствора полиалюминия хлорида определяли по формуле:

где R1 - радиус водоизоляционного экрана, равный 1 м;

R2 - радиус вспомогательного ствола, равный 0,05 м;

L - длина вспомогательного ствола, равная 350 м;

m - пористость, равная 0,1.

Расчетный объем составил V=54,0 м3.

После закачивания раствора полиалюминия хлорида произвели выдержку в течение одних суток для формирования гидроизоляционного экрана. Для замедления проникновения воды из водопроявляющего пласта в результате огибания гелеобразного экрана 5 (фиг. 3, сечение А-А) произвели ее загущение раствором полиакриламида. Вследствие периодического подсасывания в пласт-обводнитель раствора полиакриламида 0,3%-ной концентрации из основного горизонтального ствола за счет градиента давления между основным и дополнительным стволами при забойном давлении в основном горизонтальном стволе 3,3-4,1 МПа расход раствора полиакриламида при этом не превышал 0,2-0,5 м3/сут. Подсасывание раствора полиакриламида осуществляется автоматически по мере увеличения обводненности в добываемой продукции.

Формирование гидроизоляционных экранов представлено на фиг. 3. Первоначально формируется гелеобразный экран 5 из продуктов взаимодействия полиалюминия хлорида с карбонатной составляющей пород, причем он формируется в верхней части околоскважинного пространства ствола вспомогательной скважины вследствие закачивания полиалюминия хлорида через ГТ и меньшего сопротивления фильтрации в направлении основного горизонтального ствола.

Второй вязкоупругий экран 6 (фиг. 3) формируется вследствие подсоса раствора полиакриламида через вертикальную эксплуатационную колонну 7, заполненную раствором полиакриламида. Из-за наличия гелеобразного экрана 5 раствор полиакриламида охватывает больший участок и формирует обширный вязкоупругий экран 6 (фиг. 3), что существенно продлевает безводный период добычи продукции.

ВИР, проведенные по предлагаемому способу на скважине №16645, показали, что накопленная добыча нефти увеличилась на 25 тыс. м3, накопленная добыча воды снизилась на 480 тыс. м3 (Эти данные получены по достижении обводненности добываемой продукции 98%).

По мере роста обводненности добываемой продукции выше рентабельной величины изоляционные работы повторяют без подъема скважинного оборудования, как представлено на фиг. 3, 4. Состыковочный узел 8 отсоединяют от проходного пакера 9 типа ПРО, ПГМ, ПДН, при этом срабатывает обратный клапан 10 насоса 11 (фиг. 4), что предотвращает попадание скважинной жидкости в основной ствол добывающей горизонтальной скважины.

Проходной пакер 9 (фиг. 4) также изолирует воду, которая может попадать в продукцию при эксплуатации скважин из дополнительного ствола 2. Колонну НКТ со стыковочным узлом приподнимают и через НКТ спускают ГТ 4 (фиг. 4) с гидравлическим отклонителем 12, который позволяет попасть ему во вспомогательный ствол горизонтальной скважины 2 (фиг. 4).

Таким образом, изоляционные работы, проведенные на скважине, свидетельствуют о повышении качества и технологичности проведения ВИР в зимний период за счет низкой температуры замерзания растворов водоизолирующих материалов, возможности проведения периодических повторных ВИР без подъема скважинного оборудования, а также снижения негативного воздействия химических реагентов на коллекторские свойства призабойной зоны добывающей скважины и получения большой выработки запасов нефти из продуктивного пласта вследствие увеличения депрессии, создаваемой в основном стволе горизонтальной скважины.

Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины, пробуренной в карбонатном коллекторе, включающий извлечение из скважины насосного оборудования, бурение ниже основного ствола скважины дополнительного ствола с горизонтальным участком вдоль водопроявляющего пласта, спуск в дополнительный ствол колонны гибких труб - ГТ осевым перемещением от забоя к устью с одновременной подачей в колонну ГТ водоизоляционного материала, отличающийся тем, что перед спуском колонны ГТ определяют интервал водопритока вдоль горизонтального участка в основном стволе с последующей изоляцией этих интервалов через дополнительный ствол путем последовательного закачивания раствора полиалюминия хлорида и раствора полиакриламида, приготовленных на пластовой воде девонского горизонта, причем закачивание раствора полиакриламида осуществляют после продавливания раствора полиалюминия хлорида в водоносный пласт и выдержки его на гелеобразование в течение суток, при этом закачивание полиакриламида осуществляют сбоку в интервалах забоя и зарезки дополнительного горизонтального ствола, и нижнюю часть стенки дополнительного горизонтального ствола, затем извлекают из дополнительного ствола колонну ГТ, перед спуском насосного оборудования устанавливают проходной пакер, оборудованный состыковочным узлом для подсоединения к нему колонны насосно-компрессорных труб, запускают скважину в эксплуатацию с забойным давлением в основном стволе 3,2-4,1 МПа, при этом подсасывание раствора полиакриламида осуществляют автоматически из вертикального ствола скважины, заполненного раствором полиакриламида, по мере его фильтрации к основному стволу горизонтальной скважины.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве и эксплуатации добывающих горизонтальных скважин на нефтяных залежах с подошвенной водой.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине. Технический результат от реализации изобретения заключается в увеличении радиуса и прочности водоизоляционного экрана и увеличении времени начала обводнения скважины.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу и системе проведения водоизоляционных работ в скважине. Для этого применяется способ, содержащий этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к ремонтно-изоляционным работам и, в частности, к изоляции заколонной циркуляции (13) из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя (5) в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой (9).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами. Технический результат - повышение нефтеотдачи за счет снижения обводненности добывающих скважин.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока в скважине. Система включает в себя камеру потока, через которую проходит состав текучей среды, и запорное устройство, которое смещается к закрытому положению, в котором запорное устройство предотвращает проход потока через камеру.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной. Технический результат - повышение качества изоляции обводнившихся интервалов.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представлены водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами и предназначено для изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон в скважинах, в том числе с горизонтальным стволом.

Предлагается композиция и способ для цементирования обсадной трубы в стволе буровой скважины с использованием водной цементирующуей композиции, содержащей (a) воду, (b) цементирующую композицию, включающую: (i) гидравлический цемент, (ii) анионно- и гидрофобно-модифицированный полимер, (iii) диспергирующую добавку и необязательно (iv) одну или более других добавок, обычно добавляемых к водной цементирующей композиции, пригодной для цементирования обсадных труб в стволах буровых скважин, причем анионно- и гидрофобно-модифицированная гидроксиэтилцеллюлоза имеет степень гидрофобного замещения от 0,001 до 0,025, степень анионного замещения от 0,001 до 1, среднемассовую молекулярную массу от 100000 до 4000000 Да и предпочтительно, чтобы диспергирующей добавкой являлся сульфированный полимер, меламинформальдегидный конденсат, нафталинформальдегидный конденсат, разветвленный или неразветвленный поликарбоксилатный полимер.

Изобретение относится к цементным композициям и способам снижения захвата воздуха в цементных композициях. Способ снижения захвата воздуха в цементной композиции, включающий: (a) добавление пеногасящей композиции к цементной композиции, где пеногасящая композиция содержит эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера; (b) смешивание пеногасящей композиции и цементной композиции с образованием смеси; и (c) оставление смеси для схватывания с получением твердого цемента; где пеногасящая композиция способствует снижению захвата воздуха в цементной композиции по сравнению с цементной композицией, не содержащей пеногасящую композицию; где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей.

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП).
Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. Техническим результатом является изоляция широкого интервала поглощения.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в добывающих и нагнетательных скважинах, в которых происходит приток или поглощение жидкости в выше- или нижележащие горизонты. Технический результат - повышение эффективности ликвидации заколонной циркуляции в добывающих и нагнетательных скважинах и увеличение продолжительности эффекта. Способ включает выбор добывающей или нагнетательной скважины с притоком или поглощением в выше- или нижележащие водоносные горизонты относительно эксплуатируемого нефтеносного пласта, остановку скважины, закачку в нее состава для ограничения водопритока или водопоглощения, пуск скважины в работу. В качестве состава для ограничения водопритока или водопоглощения используют модифицированную воду, в которой концентрацию и ионный состав растворенных солей определяют по снижению проницаемости керна водоносного горизонта не менее чем в 10 раз при прокачке одного порового объема керна при пластовой температуре, при этом снижение проницаемости является результатом выпадения солей при реакции модифицированной воды с пластовой водой водоносного горизонта, в скважину закачивают модифицированную воду, нагретую до температуры 40-100°C на забое и с расходом 0,5-1,0 от максимальной приемистости водоносного горизонта, общий объем закачки определяют как 20-300 м3 на 1 м эффективной толщины водоносного горизонта, при необходимости предотвращения выпадения солей в насосном оборудовании и трубах в первые 2-5% от общего объема закачиваемой модифицированной воды добавляют ингибиторы, операции по закачке модифицированной воды повторяют при новом обводнении добывающей скважины водой из водоносного горизонта не менее чем до 95% или при повышении приемистости нагнетательной скважины до значения большего, чем максимальная приемистость продуктивного нефтяного пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины. Техническим результатом изобретения является повышение качества водоизоляционных работ - ВИР, возможность оценки эффективности проведенных ВИР в процессе эксплуатации добывающей скважины, повышение технологичности проведения ВИР при отрицательных температурах, снижение негативного воздействия химических реагентов на коллекторские свойства призабойной зоны добывающей скважины, увеличение выработки запасов нефти из продуктивного пласта. Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины, пробуренной в карбонатном коллекторе, включает извлечение из скважины насосного оборудования, бурение ниже основного ствола скважины дополнительного ствола с горизонтальным участком вдоль водопроявляющего пласта, спуск в дополнительный ствол колонны гибких труб - ГТ осевым перемещением от забоя к устью с одновременной подачей в колонну ГТ водоизоляционного материала. Перед спуском колонны ГТ определяют интервал водопритока вдоль горизонтального участка в основном стволе с последующей изоляцией этих интервалов через дополнительный ствол путем последовательного закачивания раствора полиалюминия хлорида и раствора полиакриламида, приготовленных на пластовой воде девонского горизонта, и нижнюю часть стенки дополнительного горизонтального ствола. Закачивание раствора полиакриламида осуществляют после продавливания раствора полиалюминия хлорида в водоносный пласт и выдержки его на гелеобразование в течение суток. Закачивание полиакриламида осуществляют сбоку в интервалах забоя и зарезки дополнительного горизонтального ствола, затем извлекают из дополнительного ствола колонну ГТ. Перед спуском насосного оборудования устанавливают проходной пакер, оборудованный состыковочным узлом для подсоединения к нему колонны НКТ, запускают скважину в эксплуатацию с забойным давлением в основном стволе 3,2-4,1 МПа, при этом подсасывание раствора полиакриламида осуществляют автоматически из вертикального ствола скважины, заполненного раствором полиакриламида, по мере его фильтрации к основному стволу горизонтальной скважины. 4 ил.

Наверх