Способ предотвращения притока подошвенных вод в нефтяную добывающую скважину

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине. Технический результат при использовании изобретения - повышение эффективности водоизоляционных работ за счет создания протяженного надежного водоизоляционного экрана в интервале ВНК. Способ включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера в три цикла и установку подвижного вязкоупругого экрана. До запуска нефтяной добывающей скважины в эксплуатацию спускают перфоратор на насосно-компрессорных трубах до уровня ВНК. Производят перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5 м ниже и выше уровня ВНК. После подъема перфоратора спускают колонны НКТ до перфорационных отверстий. Затем закачивают первую порцию состава на основе унифлока и CuSO4 при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1%-ный (вес.) раствор унифлока + 5%-ный (вес.) CuSO4. После этого закачивают вторую порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). После закачивают третью порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). После закачки третьей порции проводится закачка микроцементного раствора на основе ОТДВ «Микродур» с целью докрепления водоизоляционного экрана. Для этого устанавливают микроцементный стакан до кровли продуктивного пласта. Затем производят подъем колонны НКТ, ожидают затвердевания микроцемента. После разбуривания микроцементного стакана до кровли экрана спускают перфоратор на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта. Производят перфорацию пласта, освоение скважины и ее вывод на режим. 2 табл., 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине.

На завершающей стадии разработки нефтяных месторождений по мере снижения пластового давления в нефтенасыщенную 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 начнет 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.

Более правильным следует считать создание между нефте- и водонасыщенной частями пласта подвижной оторочки буферной жидкости (экрана), способствующей равномерному вытеснению нефти водой без образования конусов.

Подвижный вязкоупругий экран (ПВЭ) должен состоять из жидкости с вязкостью водной фазы не меньше вязкости вытесняемой нефти и плотностью меньше плотности пластовой воды, но больше плотности вытесняемой нефти.

Достичь этого можно с помощью закачки через специальные отверстия в эксплуатационной колонне в верхнюю часть водонасыщенной зоны пласта (на контакте с нефтью) раствора подвижного вязкоупругого экрана [Стуканогов Ю.А., Коган Е.С., Оптимизация режима эксплуатации водонефтяных залежей // Газовая промышленность - 1987 - №5 - С. 58-61].

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.

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 E21B 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 водоизоляционных работ (ВИР).

Известен способ проведения водоизоляционных работ, включающий последовательное закачивание в изолируемый интервал буфера из пресной воды, водонабухающего полимера (ВНП) АК-639, затворенного на пресной воде, и цементного раствора (Курочкин Б.М. Новые технологии и материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах // НефтеГазоПромысловый ИНЖИНИРИНГ. - 2003. - №2. - С. 17-19).

Недостатком этого способа является то, что при проведении водоизоляционных работ, уже во время закачивания в скважину ВНП, поглощая воду, многократно увеличивается в объеме. Для 0,1%-ной суспензии в пресной воде ВНП марки В 415, применение которой наиболее распространено при работах в скважинах, величина водопоглощения в течение 30 мин составляет около 50 г/г. Величина водопоглощения пропорциональна величине набухания ВНП. При проведении водоизоляционных работ с использованием указанного способа в скважине с типичной для обводненных нефтеносных коллекторов удельной приемистостью, составляющей, как правило, 0,5-2,0 м3/(ч⋅МПа), многократно увеличивающийся в объеме, уже в процессе закачивания в скважину ВНП не может быть закачан в пласт в количестве, обеспечивающем создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. При этом происходит тампонирование только области пласта, непосредственно прилегающей к скважине. Небольшое количество водонабухающего акрилового полимера в воде, которое может быть закачано в пласт, не обеспечивает создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. В результате проведение водоизоляционных работ будет безрезультативным или эффект будет непродолжительным.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции зон поглощения в скважине (патент RU №2141029, МПК E21B 43/32, E21B 33/138 опубл. 10.11.1999 г.). Способ включает закачку в скважину порции порошкообразного водонабухающего акрилового полимера АК-639 с концентрацией 10-20% в воде, выдержку в скважине в течение 0,5-4 ч, последующую закачку в скважину второй порции упомянутого полимера в воде, концентрация которого меньше концентрации полимера первой порции, продавку закачанных в скважину порций тампонажной смеси в изолируемый пласт.

Недостатком этого способа является то, что после выдержки в скважине суспензии водонабухающего акрилового полимера он многократно разбухает и поэтому может быть закачан в пласт только при наличии катастрофического поглощения. Но наличие катастрофических поглощений не характерно для обводненных нефтеносных пластов. При проведении водоизоляционных работ с использованием указанного способа, в скважине с типичной для обводненных нефтеносных коллекторов удельной приемистостью, составляющей, как правило, 0,5-2,0 м3/(ч⋅МПа), водонабухающий акриловый полимер после выдержки в скважине не может быть закачан в пласт в количестве, обеспечивающем создание протяженного водоизоляционного экрана, стойкого к перепаду давления, существующему в системе пласт-скважина. В результате проведение работ будет безрезультативным или эффект будет непродолжительным.

Задача решается способом проведения водоизоляционных работ в скважине, включающим закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера в три цикла и установку подвижного вязкоупругого экрана.

Техническим результатом при использовании изобретения будет являться увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ за счет создания подвижного вязкоупругого водоизоляционного экрана к перепадам давления путем увеличения глубины закачивания и объема закачиваемой суспензии водонабухающего полимера, повышение эффективности водоизоляционных работ.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ предотвращения притока подошвенных вод в нефтяную добывающую скважину до ее запуска в эксплуатацию включает спуск перфоратора на насосно-компрессорных трубах до уровня ВНК, перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5 м ниже и выше уровня ВНК, подъем перфоратора, спуск колонны НКТ до перфорационных отверстий, закачивание первой порции состава на основе унифлока и CuSO4 при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1%-ный (вес.) раствор унифлока + 5%-ный (вес.) CuSO4. После этого закачивание второй порции состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). После этого закачивание третьей порции состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17). Закачивание в три цикла позволит создать протяженный надежный водоизоляционный экран в интервале ВНК. После закачки третьей порции проводится закачка микроцементного раствора на основе ОТДВ «Микродур» с целью докрепления водоизоляционного экрана с установкой микроцементного стакана до кровли продуктивного пласта. Подъем колонны НКТ, ожидание затвердевания микроцемента, разбуривание микроцементного стакана до кровли экрана, спуск перфоратора на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта, перфорация пласта, освоение скважины и ее вывод на режим.

Состав на основе унифлока, ЭТС-32 и CuSO4 защищен патентом РФ (№2196877 от 20.01.2003 г. «Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах» (авторы Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Паникаровский В.В., Ефимов А.Д., Демичев С.С.). Экспериментальные исследования представлены в патенте на изобретение.

В качестве установки микроцементного стакана рекомендуется раствор, содержащий 2,0%-ный водный раствор поливинилового спирта ПВС-В1Н и смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Са(ClO)2 при следующем соотношении компонентов, об. %: 2,0%-ный водный раствор ПВС-В1Н - 50,0, смесь микродура «U» с гипохлоритом кальция Са(ClO)2 - 50,0, в том числе микродур «U» - 48, Са(ClO)2 - 2,0. [Пат. 2326922 Российская Федерация, МПК C09K 8/504 (2006.01). Состав для ремонтных работ в скважинах / Клещенко И.И. и др. - заявка №2006134101/03, 25.09.2006; опубл. 20.06.2008, Бюл. №17. - 6 с].

Состав и результаты определения времени отверждения и образования прочного водоизолирующего материала представлены в таблице 1.

Изменение относительной проницаемости образцов кернов после обработки составом для ремонтных работ представлено в таблице 2.

Унифлок - аналог гипана и других полиакрилатов. Свойства нормируются ТУ 6-00-0203.

Медный купорос (CuSO4) - сернокислая медь, представляет собой кристаллы светло-синего цвета. В составе является сшивателем полимера.

Этилсиликат (ЭТС-32) - маслянистая жидкость, плотность дл 1220 кг/м3, не ядовита.

Способ реализуется следующим образом.

1. В скважину, законченную бурением и спуском эксплуатационной колонны, спускают перфоратор (например, кумулятивный) на насосно-компрессорных трубах до уровня ВНК (фиг. 1).

2. Проводят перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5 м выше и ниже уровня ВНК.

3. Поднимают перфоратор.

4. Спускают колонну НКТ до перфорационных отверстий (фиг. 2).

5. Закачивают первую порцию состава на основе унифлока и CuSO4 при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1%-ный (вес.) раствор унифлока + 5%-ный (вес.) CuSO4.

6. После этого закачивают вторую порцию при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17).

7. После этого закачивают третьею порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32: CuSO4 = 0,33:0,17).

8. После закачки третьей порции проводится закачка микроцементного раствора с целью докрепления водоизоляционного экрана с установкой микроцементного стакана до кровли продуктивного пласта (фиг. 3).

9. Поднимают компоновку НКТ.

10. Проводится ОЗЦ.

11. Разбуривают микроцементный стакан до кровли экрана.

12. Спускают перфоратор на насосно-компрессорных трубах в нефтенасыщенный интервал пласта (фиг. 4),

13. Проводят перфорацию пласта, скважину осваивают и выводят на режим.

Описание:

1 - эксплуатационная колонна;

2 - НКТ;

3 - перфоратор (для проведения перфорации эксплуатационной колонны на 1,5 м выше и ниже уровня ВНК);

4 - ВНК;

5 - перфорационные отверстия;

6 - долото;

7 - первая порция ВИК;

8 - вторая порция ВИК;

9 - третья порция ВИК;

10 - микроцементный раствор;

11 - цементный стакан, разбуренный до кровли водоизоляционного экрана 4;

12 - перфоратор (для проведения перфорации в нефтенасыщенной части пласта).

Способ предотвращения притока подошвенных вод в нефтяную добывающую скважину до ее запуска в эксплуатацию включает спуск перфоратора на насосно-компрессорных трубах до уровня ВНК, перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5 м ниже и выше уровня ВНК, подъем перфоратора, спуск колонны НКТ до перфорационных отверстий, закачивание первой порции состава на основе унифлока и CuSO4 при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1%-ный (вес.) раствор унифлока + 5%-ный (вес.) CuSO4, закачивание второй порции состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32 : CuSO4 = 0,33:0,17), закачивание третьей порции состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2-ный (вес.) раствор унифлока + 10%-ный (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32 : CuSO4 = 0,33:0,17), при этом закачивание в три цикла позволяет создать протяженный надежный водоизоляционный экран в интервале ВНК, закачка микроцементного раствора на основе ОТДВ «Микродур» с целью докрепления водоизоляционного экрана с установкой микроцементного стакана до кровли продуктивного пласта, подъем колонны НКТ, ожидание затвердевания микроцемента, разбуривание микроцементного стакана до кровли экрана, спуск перфоратора на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта, перфорация пласта, освоение скважины и ее вывод на режим.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах. Технический результат - повышение эффективности водоизоляции.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. В способе разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, включающем закачку в пласт осадкогелеобразующего состава на водной основе, содержащего силикат щелочного металла и хлорид двухвалентного металла, первоначально в пласт в качестве силиката щелочного металла через нагнетательную скважину в виде суспензии закачивают стекло натриевое порошкообразное, при этом используют пресную или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л, указанную суспензию продавливают в пласт буферным объемом воды 3-15 м3, после этого в нагнетательную скважину закачивают используемый в качестве хлорида двухвалентного металла хлорид магния и/или хлорид кальция, вслед за этим реагенты продавливают буферным объемом воды 15-30 м3, далее скважину оставляют на реагирование на 8-24 часа, после чего скважину запускают в работу, причем в качестве хлорида кальция используют товарные формы хлорида кальция или минерализованную воду с минерализацией не более 50 г/л.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при кислотной обработке карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.

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.
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 вязкоупругим составам (ВУС), используемым для предупреждения межколонных газопроявлений и изоляции межтрубного пространства скважин при первичном цементировании обсадных колонн, спущенных в интервалах многолетне-мерзлых пород (ММП).

Изобретение относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов. Технический результат изобретения заключается в уменьшении водопроницаемости с использованием гелеобразующей жидкости, которая содержит модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к способу разработки нефтяных месторождений, а именно к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу снижения обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин, и может быть применено на карбонатных или терригенных с карбонатным типом цемента коллекторах.

Изобретение относится к цементным композициям и способам использования цементных композиций с замедленным схватыванием в подземных формациях. Способ цементирования в подземных формациях, включающий получение цементной композиции с замедленным схватыванием, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, фосфонатный замедлитель схватывания и диспергент типа карбоксилированного простого эфира, активацию цементной композиции с замедленным схватыванием активатором схватывания цемента, причем активатор схватывания цемента содержит по меньшей мере один активатор, выбранный из группы, состоящей из нанокремнезема, полифосфата и их комбинаций, подачу цементной композиции с замедленным схватыванием в подземную формацию и создание условий для схватывания цементной композиции с замедленным схватыванием в подземной формации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ (РИР). Технический результат, достигаемый изобретением, - повышение эффективности способа РИР, улучшение тампонирующей способности и упрочнение полученного тампонажного камня с применением структурообразующего реагента.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, 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.

Настоящее изобретение относится к способу подземной обработки (варианты), способу цементирования и композициям, которые содержат пыль цементной печи, имеющую измененный средний размер частиц.

Изобретение относится к способам и композициям, включая, в одном варианте осуществления, способ цементирования, содержащий: получение отверждаемой композиции, содержащей воду и цементирующий компонент, имеющий расчетный индекс реакционной способности, и обеспечение отверждения композиции для формирования твердой массы.
Предложенное техническое решение относится к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к вязкоупругим составам (ВУС), используемым для предупреждения межколонных газопроявлений и изоляции межтрубного пространства скважин при первичном цементировании обсадных колонн, спущенных в интервалах многолетне-мерзлых пород (ММП).

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине. Технический результат при использовании изобретения - повышение эффективности водоизоляционных работ за счет создания протяженного надежного водоизоляционного экрана в интервале ВНК. Способ включает закачку в изолируемый пласт суспензии водонабухающего полимера в три цикла и установку подвижного вязкоупругого экрана. До запуска нефтяной добывающей скважины в эксплуатацию спускают перфоратор на насосно-компрессорных трубах до уровня ВНК. Производят перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5 м ниже и выше уровня ВНК. После подъема перфоратора спускают колонны НКТ до перфорационных отверстий. Затем закачивают первую порцию состава на основе унифлока и CuSO4 при следующем соотношении компонентов, масс. : 1-ный раствор унифлока + 5-ный CuSO4. После этого закачивают вторую порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. : 1-ный раствор унифлока + 10-ный CuSO4 + ЭТС-32. После закачивают третью порцию состава при следующем соотношении компонентов, масс. : 2-ный раствор унифлока + 10-ный CuSO4 + ЭТС-32. После закачки третьей порции проводится закачка микроцементного раствора на основе ОТДВ «Микродур» с целью докрепления водоизоляционного экрана. Для этого устанавливают микроцементный стакан до кровли продуктивного пласта. Затем производят подъем колонны НКТ, ожидают затвердевания микроцемента. После разбуривания микроцементного стакана до кровли экрана спускают перфоратор на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта. Производят перфорацию пласта, освоение скважины и ее вывод на режим. 2 табл., 4 ил.

Наверх