Способ проведения водоизоляционных работ в скважине



Способ проведения водоизоляционных работ в скважине
Способ проведения водоизоляционных работ в скважине

 


Владельцы патента RU 2613382:

Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Способ содержит этапы, на которых подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации. Далее спускают колонну заливочных труб в скважину, заливают изолирующий состав в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт. Причем на разные уровни вдоль интервала перфорации заливают изолирующий состав с разными значениями подвижности. Извлекают колонну заливочных труб из скважины. Оставляют изолирующий состав на отверждение. После отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и производят вскрытие пласта путем щадящей перфорации скважины в кровельной части пласта. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности проведения водоизоляционных работ в скважине. 13 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине при разработке нефтяной залежи, подстилаемой водой.

Уровень техники

При традиционном способе эксплуатации скважин, расположенных в водонефтяной зоне залежи, то есть скважин, вскрывших продуктивный горизонт в области границы раздела между нефтью и водой (далее в данном документе указанная граница называется водонефтяным контактом, или ВНК), происходит подъем ВНК вблизи скважины, называемый «конусом обводнения».

На Фиг. 1 приведен пример образования зоны пониженного давления возле интервала перфорации в пласте при работе скважины по обычному способу эксплуатации скважины, когда через интервал перфорации производится отбор нефтесодержащей продукции (нефти и/или воды в чистом виде или в виде смеси с каким-либо другими частицами и компонентами, попадающими в скважину). При отборе продукции возле интервала перфорации возникает зона пониженного давления, при этом по мере отдаления от интервала перфорации степень падения давления уменьшается. Таким образом, около скважины образуется градиент давления.

В случаях, когда скважина расположена в области нефтяной залежи, подстилаемой водой, такой интервал перфорации может располагаться поблизости от границы ВНК. Как известно, при наличии градиента давления происходит движение жидкости в направлении уменьшения давления, а поскольку граница ВНК представляет собой проницаемую, подвижную поверхность, происходит движение не только нефти, но и воды, причем вода за счет больших фильтрационных свойств по пласту образует каналы поступления к кровле пласта, в том числе и в нефтеносной части.

Таким образом, ВНК перемещается вверх, в сторону пониженного давления, рано или поздно достигая интервала перфорации. Тем самым, как показано на фиг. 2, при обычном способе эксплуатации скважины в зоне перфорации образуется так называемый «конус обводнения». При этом происходит частичное или полное замещение нефти водой в зоне перфорации и соответственно снижение выработки нефтенасыщенной части пласта. После того как произошел приток воды в область перфорации, для восстановления коэффициента нефтеотдачи необходимо проводить водоизоляционные работы и по возможности сокращать или устранять образованные конусы обводнения.

Из уровня техники известны различные методики проведения водоизоляционных работ в скважине, однако большинство из них позволяют бороться с конусами обводнения лишь на какой-то ограниченный срок, так как спустя некоторый промежуток времени, часто не настолько длительный, насколько желательно с точки зрения рентабельности, скважина вновь обводняется вследствие конусообразного подъема подошвенных пластовых вод, и приходится вновь повторять водоизоляционные работы или вовсе ликвидировать скважину.

Одним из аналогов предлагаемого способа является способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU 2420657 C1, «Способ разработки обводненных нефтяных месторождений», МПК Е21В 43/32, Е21В 33/134, опубл. 10.06.2011), содержащий разбуривание эксплуатационной скважиной, пересекающей непроницаемые естественные пропластки в продуктивном пласте, спуск обсадных колонн с последующей перфорацией продуктивного пласта, исследование нефтеводонасыщенности и интервалов залегания нефти и воды, размеров непроницаемого естественного пропластка, и создание экранов из изолирующего состава, отделяющих водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон. По результатам исследований определяют толщину нефтенасыщенной зоны пласта. При толщине нефтенасыщенной зоны пласта более 4 метров вырезают часть обсадной колонны в интервале выше нижних перфорационных отверстий нефтенасыщенной зоны пласта и до забоя скважины. Расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом, в качестве которого используют цементный раствор. При толщине нефтенасыщенной зоны пласта менее 4 метров вырезают часть обсадной колонны от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя скважины. Расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают изолирующим составом расширенный интервал ствола и создают пакер путем введения в призабойную зону нефтенасыщенной зоны пласта скважины. При этом повышается прочность изоляции водонасыщенной зоны пласта.

Тем не менее, при практическом применении этого способа выяснилось, что он также не всегда является эффективным при борьбе с обводнением скважин, особенно при попытках его применения в скважинах, пересекающих продуктивный горизонт в области ВНК без естественного непроницаемого пропластка, поскольку вода быстро доходит до вновь выполненных перфорационных отверстий снаружи по заколонному пространству возле расширенной части колонны. Более того, в данном способе подразумевается полное уничтожение всей нижней части обсадной колонны от уровня ВНК до забоя скважины и расширение этой области, что приводит к тому, что требуется очень много времени на вырезание и большое количество цемента на изоляцию расширенного интервала. При последующей эксплуатации скважины ввиду отсутствия значительной части обсадной колонны цементный камень быстро разрушается, т.е. конструкция скважины теряет свою прочность вследствие вырезания обсадной колонны от уровня ВНК до забоя скважины. Кроме того, при создании малейшей депрессии в скважине происходит разрушение призабойной зоны скважины. Соответственно, при наличии дефектов цементирования вода через трещины в цементе может достигать того интервала, через который производится отбор продукции. Помимо того, данный способ требует предварительного проведения геофизических работ для определения интервалов залегания нефти и воды, что повышает трудоемкость и количество необходимого оборудования. Также в данном способе требуется предварительная кольматация нефтенасыщенного интервала, что тоже повышает трудоемкость и материалоемкость, а также ухудшает коллекторские свойства пласта.

Часть указанных проблем может быть решена за счет использования технических решений способов по патентам RU 2509884 C1 («Способ разработки обводненного нефтяного месторождения», МПК Е21В 43/32, опубл. 20.03.2014) и RU 2509885 C1 («Способ разработки обводненного нефтяного месторождения», МПК Е21В 43/32, опубл. 20.03.2014), однако в них требуется применение сложного дополнительного оборудования, при этом эффективное проходное сечение скважины снижается. При попытках расширить проходное сечение скважины бурением в области расширенного интервала выбуривается заливочная колонна, и тем самым пропадает ее важный экранирующий эффект, а целостность цементного моста может нарушиться, и вода может попасть внутрь колонны. Кроме того, в этих способах все равно требуется предварительное проведение геофизических исследований.

Сущность изобретения

Как следует из вышесказанного, существует необходимость в разработке быстрой, надежной и низкозатратной методики проведения водоизоляционных работ в скважине, расположенной в зоне водонефтяного контакта, с длительным предотвращением при этом обводнения добываемой продукции.

Настоящее изобретение направлено на устранение вышеупомянутых недостатков уровня техники и решает указанную задачу за счет применения способа проведения водоизоляционных работ в скважине, содержащего этапы, на которых:

подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации;

спускают колонну заливочных труб в скважину;

заливают изолирующий состав в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт, причем на разные уровни вдоль интервала перфорации заливают изолирующий состав с разными значениями подвижности;

извлекают колонну заливочных труб из скважины;

оставляют изолирующий состав на отверждение;

после отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава; и

производят вскрытие пласта путем щадящей перфорации скважины в кровельной части пласта.

Применение данного способа позволяет повысить эффективность и надежность проведения водоизоляционных работ в скважине без необходимости проведения геофизических исследований, а также продлить безводный период эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 изображен пример формирования градиента давления в зоне перфорации при обычном способе эксплуатации скважины.

На фиг. 2 изображен пример образования конуса обводнения в зоне перфорации при обычном способе эксплуатации скважины.

На фиг. 3 изображен пример применения способа проведения водоизоляционных работ в скважине, расположенной в зоне водонефтяного контакта, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.

Подробное описание изобретения

Нефтяная залежь, подстилаемая водой, обычно разрабатывается следующим образом.

Как показано на Фиг. 1, подлежащий разработке пласт состоит из нефтесодержащей части и водосодержащей части, между которыми образован водонефтяной контакт (ВНК). Это нефтяное месторождение разбуривают эксплуатационной скважиной, пересекающей пласт. Далее спускают обсадную колонну (обсаживают эксплуатационную колонну) с последующим ее креплением и производят перфорацию в нефтесодержащей части пласта выше ВНК с образованием перфорационных отверстий. Затем производят добычу продукции из нефтесодержащей части пласта через перфорационные отверстия.

В процессе эксплуатации скважины вода из водонасыщенной части пласта по заколонному пространству обсадной колонны и за счет больших фильтрационных свойств по пласту может образовывать каналы поступления к кровле пласта, в том числе и к нефтеносной части, и таким образом прорываться через нижние перфорационные отверстия нефтенасыщенной зоны пласта в скважину, при этом происходит обводнение нефти (пример этого изображен на Фиг. 2).

Если обводненность продукции скважины достигает некоторого предварительно определенного значения, например 80%, приостанавливают добычу и выполняют в этой скважине способ проведения водоизоляционных работ по настоящему изобретению, который более подробно описан ниже, и по завершении его выполнения эксплуатируют скважину с использованием новых перфорационных отверстий, сформированных при выполнении указанного способа.

Предлагаемый способ проведения водоизоляционных работ в скважине, расположенной в зоне водонефтяного контакта, может быть реализован следующим образом.

В одном смесительном блоке насосной установки подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации. В качестве изолирующего состава может использоваться цементный или любой другой подходящий тампонажный раствор. В скважину, например, до уровня несколько выше забоя, с помощью спуско-подъемного устройства спускают колонну заливочных труб. Затем с использованием насосного блока насосной установки заливают изолирующий состав в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой (например, с помощью продавочной жидкости, подаваемой из другого смесительного блока насосной установки) в затрубное пространство через перфорационные отверстия. Извлекают колонну заливочных труб из скважины и оставляют изолирующий состав на отверждение. Время ожидания затвердевания цемента, ОЗЦ, может составлять, например, 48 часов. После отверждения изолирующего состава не только во внутренней области интервала перфорации скважины, но и в заколонном пространстве вокруг него образуется изолирующий (цементный) мост. За это время может также опуститься конус обводнения, поскольку в области перфорации в процессе проведения водоизоляционных работ нет зоны пониженного давления. Кроме того, для того чтобы конус обводнения опустился еще больше, может выдерживаться дополнительное время, например еще 48 часов.

После истечения времени ожидания производят разбуривание изолирующего состава с помощью устройства бурения, например, с помощью долота и винтового забойного двигателя (ВЗД), спущенного в скважину на колонне труб. В качестве ВЗД применяют, например, двигатель винтовой забойный марки Д3-106МР.7/8.37 производства ВНИИБТ-Буровой инструмент (г. Краснодар, Россия). В качестве долота применяют, например, твердосплавное лопастное долото марки 4Л-124 РСТ, производства ОАО "Азимут" (г. Уфа, Республика Башкортостан, Россия).

После отверждения изолирующего состава и его разбуривания, с помощью вышеуказанной насосной установки может проводиться удаление мусора и излишков изолирующего состава из внутреннего пространства скважины промывкой технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3.

Затем скважину вновь вводят в разработку (осваивают) как добывающую для отбора продукции из нефтенасыщенной зоны пласта. С этой целью производят вскрытие пласта путем щадящей перфорации в кровельной части пласта. Эта перфорация может выполняться, например, с помощью сверлящего перфоратора (в частности, в одном из вариантов осуществления может использоваться ПС 97-70, предназначенный для перфорирования скважин, обсаженных колоннами диаметрами 102-168 мм, выпускаемый ООО НПО "Азимут", г. Уфа, Республика Башкортостан, Россия) или с помощью кумулятивной перфорации слабыми зарядами глубокого проникновения с оппозитно-парным расположением зарядов (в частности, в одном из вариантов осуществления может использоваться ЗПКТ-73ГП). Сверлящая перфорация или кумулятивная перфорация слабыми зарядами глубокого проникновения позволяет вскрывать пласт в щадящем режиме, т.е. с минимальным разрушением цементного камня, что позволяет исключить риск повреждения целостности цементного камня за эксплуатационной колонной и сопутствующего этому возникновения заколонных перетоков.

В одном варианте осуществления требуемые размеры нового интервала перфорации могут быть получены исходя из тех значений обводненности продукции, которые наблюдались для данной скважины. Например, соотношение областей залегания нефти и воды в старом интервале перфорации может быть примерно равным соотношению содержания нефти и воды в продукции, полученной из данной скважины перед проведением водоизоляционных работ. За счет того, что конус обводнения мог опуститься, а также за счет продавки изолирующего состава за пределы скважины появляется возможность увеличения или по меньшей мере сохранения нового интервала перфорации по сравнению с известными из уровня техники способами, в которых, как правило, нижняя часть нефтенасыщенной зоны пласта более не задействуется при добыче. В другом варианте осуществления вскрытие пласта производят ниже кровли продуктивного пласта на 1-2 м.

Пример применения способа проведения водоизоляционных работ в скважине, расположенной в зоне водонефтяного контакта, изображен на фиг. 3.

Следует отметить, что заливка изолирующего состава происходит во всем интервале перфорации независимо от толщины нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта. Положение интервала перфорации известно заранее, поэтому в данном случае отсутствует необходимость проводить предварительные геофизические исследования для определения конкретных зон интервала перфорации, через которые поступает нефть и вода. Соответственно, снижается трудоемкость и количество необходимого оборудования.

Кроме того, следует отметить, что полученный в результате экран из окружающего обсадную колонну изолирующего моста надежно изолирует водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, что снижает вероятность попадания воды внутрь обсадной колонны как через заколонные перетоки в нижние вновь выполненные перфорационные отверстия нефтенасыщенной зоны пласта, так и через старые перфорационные отверстия либо через трещины в цементе. При этом из-за того, что обсадная колонна не вырезается, прочность экрана за счет наличия в нем обсадной колонны сохраняется даже при разбуривании изолирующего моста внутри скважины, при перфорации новых отверстий и при наличии некоторой депрессии в скважине. Можно отметить также, что при реализации способа исключается необходимость временной изоляции пласта, что позволяет сохранить коллекторские свойства пласта. Соответственно, эффективность проведения водоизоляционных работ значительно повышается, и продлевается безводный период эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта.

Как отмечалось выше, способ проведения водоизоляционных работ в скважине согласно настоящему изобретению может выполняться даже без предварительных промысловых исследований. Однако при необходимости, например для определения нового интервала перфорации, такие исследования все же могут быть проведены. При этом с целью повышения точности предпочтительно проводить их после ОЗЦ и опускания конуса обводнения, но из соображений распределения времени работ на конкретном объекте они могут выполняться и на более ранних стадиях.

Кроме того, для того чтобы изолирующий состав лучше проникал в породу при его продавке, предварительно может выполняться повышение приемистости пласта путем обработки призабойной зоны скважины с помощью заливки в нее глинокислотного раствора. Для этих целей может использоваться та же насосная установка, что упоминалась ранее. При отсутствии сведений о том, насколько текущая приемистость пласта отличается от максимально возможной величины (определенной на более ранних стадиях разработки данной скважины), и соответствующего мнения о том, необходимо ли повышение приемистости, сначала может выполняться определение приемистости пласта. Данные исследования могут быть совмещены с исследованиями интервалов залегания нефти и воды.

Необходимый объем изолирующего состава может определяться следующим образом:

где Vз - объем заливки, м3;

k - коэффициент пористости пласта, доли единиц;

hc - высота создаваемого изолирующего моста снаружи скважины, м;

hв - высота изолирующего моста внутри скважины (от забоя до верхней границы интервала перфорации), м;

Rм - радиус изолирующего моста, м;

Rв - радиус скважины в области изолирующего моста внутри скважины, м.

Все используемые параметры либо известны заранее (k, hв, Rв), либо задаются перед проведением водоизоляционных работ (hС, Rм), поэтому дополнительные измерения не требуются.

В случае, если скважина имеет глубокий зумпф, для снижения расхода изолирующего состава в скважину может спускаться и устанавливаться глухая заглушка (например, пакер) ниже верхней границы интервала перфорации (например, на уровне ВНК) или ниже всего интервала перфорации. При этом для определения параметра hв в вышеуказанном выражении в качестве уровня забоя рассматривается местоположение заглушки. Чем выше будет установлена заглушка, тем меньше будет израсходовано изолирующего состава при заливке, но тем меньше будет максимально возможная высота нового интервала перфорации. При необходимости, с целью поддержания давления в скважине в области ниже заглушки, может выполняться предварительное заполнение этой области внутреннего пространства скважины необходимым составом, например составом глушения (с помощью той же насосной установки, что упоминалась ранее).

Для еще большего снижения расхода изолирующего состава на разные уровни вдоль интервала перфорации может заливаться изолирующий состав с разными значениями подвижности (растекаемости) и проникающей способности. В одном варианте осуществления в нижнюю и верхнюю область создаваемого моста может заливаться изолирующий состав с меньшей подвижностью, а в область ВНК или в центральную область может заливаться изолирующий состав с большей подвижностью. Заливка и продавка может производиться поуровнево, с пошаговым подъемом колонны заливочных труб по мере заливки.

Таким образом, изолирующий состав в нижней и верхней областях создаваемого моста не проникнет глубоко в пласт, тогда как изолирующий состав в центральной области за счет большей подвижности проникнет глубже, тем самым создав некий барьер между нижней и верхней областями. Тем самым можно увеличить то пространство в пласте, которое необходимо заполнить пластовой воде до достижения перфорационных отверстий. Более того, если провести перфорацию именно в верхней области моста, возникает дополнительное неожиданное преимущество за счет того, что из-за наличия барьера градиент давления распространяется в первую очередь в нефтенасыщенную зону пласта, поэтому пластовая вода с меньшей интенсивностью движется в сторону интервала перфорации.

В других вариантах осуществления может производиться заливка по какой-либо другой схеме, однако предпочтительно, чтобы конфигурация создаваемого изолирующего моста при этом предусматривала наличие ступенчатого или какого-либо иного барьера.

Необходимый объем изолирующего состава при этом может определяться отдельно для каждой области, в которую предполагается заливка изолирующего состава с заданным значением подвижности.

Верхняя граница барьера (в случае, если барьер не является прямоугольным выступом относительно верхней и нижней областей изолирующего моста, она может задаваться усредненно или произвольно вдоль верхней поверхности барьера) может задаваться на основании требуемых размеров нового интервала перфорации.

Значения подвижности изолирующего состава могут регулироваться на стадии приготовления раствора, до его заливки в скважину, с помощью изменения состава раствора, температуры раствора и/или параметров перемешивания раствора. Для этого в насосной установке может быть предусмотрен блок управления, который в соответствии с заданной конфигурацией создаваемого изолирующего моста регулирует значения подвижности изолирующего состава. Например, для повышения подвижности в изолирующий состав может вводиться вода или химические реагенты, такие как пластификаторы. Повышение температуры раствора приводит к снижению подвижности изолирующего состава. Изменение времени и интенсивности перемешивания раствора также приводит к изменению подвижности изолирующего состава. Кроме того, значения подвижности изолирующего состава могут регулироваться путем приложения различного давления в процессе нагнетания.

Следует понимать, что на практике в каждом отдельно взятом случае с целью обеспечения наиболее продуктивной работы бригад и применения необходимого оборудования порядок выполнения этапов способа проведения водоизоляционных работ в скважине согласно настоящему изобретению может отличаться от того порядка, который конкретно описан в данном документе, без отступления от сущности и объема настоящего изобретения. Например, спуск колонны заливочных труб в скважину и подготовка по меньшей мере части изолирующего состава могут производиться одновременно.

Далее будет раскрыта система для проведения водоизоляционных работ в скважине. В целом, данная система предназначена для выполнения этапов раскрытого выше способа проведения водоизоляционных работ. В частности, система содержит колонну заливочных труб, спуско-подъемное устройство, насосную установку, устройство бурения и устройство перфорации.

Спуско-подъемное устройство выполнено с возможностью спуска и подъема оборудования в скважину и из нее.

Насосная установка содержит первый смесительный блок, выполненный с возможностью подготовки изолирующего состава в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации; второй смесительный блок, выполненный с возможностью подготовки технологической жидкости; насосный блок, соединенный с первым смесительным блоком, вторым смесительным блоком и колонной заливочных труб и выполненный с возможностью заливки изолирующего состава через колонну заливочных труб, предварительно спущенную в скважину спуско-подъемным устройством, в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт с помощью технологической (в данном случае продавочной) жидкости, подаваемой из второго смесительного блока; и блок управления, соединенный с первым смесительным блоком, вторым смесительным блоком и насосным блоком и выполненный с возможностью управления приготовлением растворов и жидкостей и нагнетанием их в скважину.

Устройство бурения выполнено с возможностью разбуривания отвержденного изолирующего состава после отверждения изолирующего состава.

Устройство перфорации выполнено с возможностью щадящей перфорации скважины в кровельной части пласта.

Насосный блок может содержать один или более насосов, например, поршневых или плунжерных.

Насосная установка может дополнительно содержать другие емкости или смесительные блоки для хранения и подготовки воды, химических реагентов, самих растворов и жидкостей и их компонентов. Емкости, смесительные блоки и насосный блок могут соединяться между собой системой трубопроводов.

Насосная установка может дополнительно содержать блок нагрева, выполненный с возможностью нагрева одной или более емкостей, смесительных блоков или трубопроводов насосной установки.

Для контроля параметров приготавливаемого раствора и нагнетания насосная установка может дополнительно содержать блок измерения, включающий в себя один или более датчиков, например, плотномер, термометр, консистометр, расходомер и т.д. Блок измерения может измерять параметры окружающей среды, параметры сред в емкостях и смесительных блоках, параметры подготовки растворов, параметры нагнетания и другие параметры, связанные с работой установки, и отправлять результаты измерений в блок управления.

На основании полученных данных блок управления может управлять другими блоками, например, регулировать степень открытия клапанов для изменения объема подаваемых компонентов или смесей в смесительные блоки и в скважину, регулировать время и интенсивность перемешивания и температуру нагрева подготавливаемых смесей, давление нагнетания и т.д.

Насосный блок может быть дополнительно выполнен с возможностью промывки внутреннего пространства скважины путем прокачки через нее промывочной жидкости, например, пресной воды плотностью 1000 кг/м3.

Для определения приемистости пласта насосный блок может быть дополнительно выполнен с возможностью нагнетания в призабойную зону скважины воды или технологической (например, промывочной) жидкости под заданным давлением, а блок измерения при этом может быть дополнительно выполнен с возможностью измерения объемного расхода нагнетаемой в единицу времени жидкости. Блок управления сравнивает полученную от блока измерения величину текущей приемистости пласта с максимально возможной величиной (определенной на более ранних стадиях разработки данной скважины), и если текущая приемистость пласта отличается от максимально возможной на предварительно определенную величину, блок управления сигнализирует о необходимости повышения приемистости пласта и выполняет соответствующее управление насосным блоком. При этом с целью повышения приемистости пласта насосный блок может быть дополнительно выполнен с возможностью нагнетания в призабойную зону скважины глинокислотного раствора.

Насосная установка может дополнительно содержать блок ввода, выполненный с возможностью ввода в блок управления требуемых параметров для проведения водоизоляционных работ, в том числе ввода конфигурации создаваемого изолирующего моста. Блок управления в соответствии с заданной конфигурацией создаваемого изолирующего моста регулирует значения подвижности изолирующего состава и управляет нагнетанием изолирующего состава в скважину, как указано выше.

Насосная установка может дополнительно содержать блок памяти, выполненный с возможностью приема из блока управления и хранения контролируемых параметров процесса проведения водоизоляционных работ. Блок памяти при этом может быть частью блока управления.

Насосная установка может дополнительно содержать блок вывода, выполненный с возможностью вывода контролируемых параметров процесса проведения водоизоляционных работ из блока управления и/или из блока памяти. Например, блок вывода может быть выполнен в виде принтера или дисплея.

В одном варианте осуществления блок управления выполнен с возможностью регулировки подвижности приготавливаемого изолирующего состава так, чтобы в нижнюю и верхнюю область создаваемого моста заливался изолирующий состав с меньшей подвижностью, а в область ВНК или в центральную область заливался изолирующий состав с большей подвижностью.

Блок управления может управлять нагнетанием так, чтобы способствовать поуровневой заливке и продавке при пошаговом подъеме колонны заливочных труб по мере заливки.

В других вариантах осуществления блок управления может управлять нагнетанием по какой-либо другой схеме, однако предпочтительно, чтобы конфигурация создаваемого изолирующего моста при этом предусматривала наличие ступенчатого или какого-либо иного барьера.

Конфигурация создаваемого изолирующего моста, вводимая в блок управления, может включать в себя текущее положение интервала перфорации, требуемые размеры нового интервала перфорации, данные об очертаниях создаваемого изолирующего моста, таблицу соответствия между уровнями в скважине и значениями подвижности изолирующего состава, подлежащего заливке на данные уровни, и т.д.

При этом блок управления может определять необходимый объем изолирующего состава отдельно для каждой области, в которую предполагается заливка изолирующего состава с заданным значением подвижности.

Кроме того, если в блок управления введено лишь текущее положение интервала перфорации, блок управления может самостоятельно задавать положение и размеры барьера. Верхняя граница барьера может задаваться блоком управления на основании требуемых размеров нового интервала перфорации, вводимых в блок управления через блок ввода или предварительно определенных (сохраненных) в памяти блока управления (например, 1-2 м от кровли продуктивного пласта). Нижняя граница барьера может задаваться блоком управления согласно предварительно определенным схемам, сохраненным в нем. Например, нижняя граница барьера может задаваться посередине между верхней границей барьера и нижней границей всего создаваемого моста. В другом варианте осуществления нижняя граница барьера может отстоять на предварительно заданное расстояние от верхней. Чем меньше это расстояние, тем меньше расход изолирующего состава, но тем сложнее реализовать надлежащую заливку и продавку в пласт и тем менее надежен будет барьер.

Специалист должен понимать, что существует множество различных вариантов реализации блока управления. В частности, блок управления может быть выполнен в виде компьютера, в виде микроконтроллера или процессора, соединенного с памятью, в виде программируемой логической интегральной схемы, в виде набора дискретных компонентов или в какой-либо комбинации вышеуказанного, и т.д.

Насосная установка может быть стационарной или смонтированной на мобильной платформе.

Помимо вышеуказанного, система для проведения водоизоляционных работ может содержать устройство для установки глухой заглушки (например, пакер) ниже верхней границы интервала перфорации (например, на уровне ВНК) или ниже всего интервала перфорации. С целью поддержания давления в скважине в области ниже заглушки блок управления может выдавать соответствующую команду в насосный блок, а насосный блок, в свою очередь, может быть дополнительно выполнен с возможностью заливки состава глушения в эту область скважины.

Также система для проведения водоизоляционных работ может содержать оборудование для проведения геофизических исследований, в частности, выполненное с возможностью определения интервалов залегания нефти и воды.

Применение предлагаемых способов и систем позволяет снизить подвижность подошвенных вод в вертикальном направлении, увеличить безводный период эксплуатации скважин и конечный коэффициент нефтеотдачи, снизить затраты времени и ресурсов, избежать необходимости частого проведения водоизоляционных работ, или, иными словами, повысить эффективность и надежность эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта.

Следует понимать, что конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются лишь примерами и не должны рассматриваться как ограничение настоящего изобретения, и специалисты в данной области техники могут внести в него изменения и дополнения без отступления от сущности и объема изобретения. Объем изобретения задается последующей прилагаемой формулой изобретения.

1. Способ проведения водоизоляционных работ в скважине, содержащий этапы, на которых:

подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации;

спускают колонну заливочных труб в скважину;

заливают изолирующий состав в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт, причем на разные уровни вдоль интервала перфорации заливают изолирующий состав с разными значениями подвижности;

извлекают колонну заливочных труб из скважины;

оставляют изолирующий состав на отверждение;

после отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава; и

производят вскрытие пласта путем щадящей перфорации скважины в кровельной части пласта.

2. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этапы, на которых до заливки изолирующего состава:

определяют приемистость пласта; и

если приемистость пласта ниже предварительно определенного значения, производят обработку призабойной зоны скважины с помощью заливки в нее глинокислотного раствора.

3. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этапы, на которых до заливки изолирующего состава:

заполняют внутреннее пространство скважины ниже верхней границы интервала перфорации составом глушения через колонну заливочных труб;

спускают в скважину и устанавливают ниже верхней границы интервала перфорации глухую заглушку.

4. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этап, на котором:

определяют размеры нового интервала перфорации исходя из соотношения содержания нефти и воды в продукции, полученной из данной скважины перед проведением водоизоляционных работ.

5. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этапы, на которых:

исследуют нефтеводонасыщенность пласта и интервалы залегания нефти и воды;

по результатам исследований определяют положение и размеры нового интервала перфорации.

6. Способ по п. 1, в котором

разбуривание изолирующего состава производят ниже кровли продуктивного пласта на 1-2 м.

7. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этап, на котором

выполняют промывку скважины после разбуривания изолирующего состава.

8. Способ по п. 1, в котором

в качестве щадящей перфорации применяют сверление.

9. Способ по п. 1, в котором

в качестве щадящей перфорации применяют кумулятивную перфорацию слабыми зарядами глубокого проникновения.

10. Способ по п. 1, в котором

объем изолирующего состава определяют следующим образом:

где Vз - объем заливки, м3;

k - коэффициент пористости пласта, доли единиц;

hc - высота создаваемого изолирующего моста снаружи скважины, м;

hв - высота изолирующего моста внутри скважины (от забоя до верхней границы интервала перфорации), м;

Rм - радиус изолирующего моста, м;

Rв - радиус скважины в области изолирующего моста внутри скважины, м.

11. Способ по п. 1, в котором

объем изолирующего состава определяют отдельно для каждой области, в которую предполагается заливка изолирующего состава с заданным значением подвижности.

12. Способ по п. 1, в котором

заливку производят поуровнево, по мере заливки поднимая колонну заливочных труб.

13. Способ по п. 1, в котором

заливку производят с образованием выступа между верхней и нижней областями изолирующего моста.

14. Способ по п. 13, в котором

положение выступа определяют на основании требуемых размеров нового интервала перфорации.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к селективной изоляции обводненных пропластков в продуктивных разрезах добывающих скважин, обводняющихся краевой водой по пласту. Способ включает закачку гелеобразующего состава в пласт по затрубному пространству скважины, остановленной для проведения текущего ремонта по смене глубинного насоса.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции газа, поступающего из газовой шапки в нефтяную часть нефтегазовой залежи, в частности в интервал перфорации нефтяной добывающей скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений с контактными переходными зонами вода-нефть - ВНК. Технический результат - повышение эффективности использования технологии нефтяного конуса для увеличения добычи безводной нефти.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождений за счет продления срока эксплуатации нефтяных скважин в подгазовых зонах.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых коллекторов. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.
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 способу блокирования потока масляно-водной текучей среды с соотношением вода:масло, равным 70:30, через по меньшей мере один проход в подземной формации, через которую проходит ствол скважины, в котором осуществляют: (i) выбор композиций, концентраций и размеров жестких волокон, гибких волокон и твердых тампонирующих частиц; (ii) приготовление масляно-водной текучей среды, в которую добавляют волокна и частицы; и (iii) нагнетание блокирующей масляно-водной текучей среды в проход, при этом волокна образуют сетку поперек прохода, а твердые частицы тампонируют сетку, блокируя поток, причем жесткие волокна имеют диаметр от 20 мкм до 60 мкм и длину от 2 мм до 12 мм, при этом гибкие волокна имеют диаметр от 8 мкм до 19 мкм и длину от 2 мм до 12 мм.

Группа изобретений относится к использованию буферных жидкостей в подземных пластах. Технический результат – повышение эффективности вытеснения жидкости в стволе скважины буферной жидкостью перед введением другой жидкости, улучшение удаления твердых веществ, разделение физически несовместимых жидкостей.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам гидромеханического упрочнения ствола в процессе бурения скважин различного назначения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ для ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым пропласткам или трещинам.

Группа изобретений относится к способу прекращения или по меньшей мере сокращения неконтролируемого выделения углеводородов, фонтанирования из буровой скважины для добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости, эффективное воздействие кислоты на породу, увеличение дебита нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн.
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению горизонтальных стволов большой протяженности, связанного с развитием кустового бурения и, в том числе, со строительством скважин в условиях Крайнего Севера и континентального шельфа. Способ предназначен для бурения горизонтальных стволов скважин большой протяженности в условиях поглощения буровых растворов. Технический результат - уменьшение коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины, поглощения промывочной жидкости и гидравлического прижатия бурильной колонны к стенкам скважины за счет ввода в буровой раствор универсального физико-химического компонента. По способу в буровой раствор, минуя систему очистки, вводят упругий механический наполнитель. Этот наполнитель выполняют в виде резиновой крошки с гидрофильной поверхностью и эффективным диаметром ее частиц, большим 1/3 поперечного размера трещин и пор. Таким образом подготовленный наполнитель – резиновую крошку обрабатывают абсорбирующим маслом. Сверху по маслу резиновую крошку обрабатывают мылом с возможностью образования антифрикционного покрытия, обеспеченного химическими связями с этой крошкой.
Наверх