СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/32 E21B33/13 

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано на поздней стадии разработки месторождения.

Известны способы изоляции водопритоков в нефтяных скважинах, связанные с закачкой в пласт нефтецементов, но они создают ненадежную изоляцию, т.к. не позволяют контролировать водоцементное отношение и, как следствие этого, приводят к образованию некачественного цементного камня.

Известные способы, основанные на закачке различных комбинаций жидкого стекла и тампонажного цемента, водного раствора хлористого кальция и тампонажного цемента, характеризуются неуправляемостью операций, т.е. при соприкосновении раствора тампонажного цемента с водным раствором хлористого кальция или с селикатом натрия образуется быстросхватывающаяся тампонажная смесь, которая прекращает движение тампонирующего состава по пласту на неопределенном расстоянии от ствола скважины.

Известные способы, предполагающие применение эпоксидных смол с нефтяным растворителем, в лучшем случае предотвращают заколонные перетоки воды и неспособны предотвратить перетоки пластовых и нагнетаемых вод по вертикальным каналам в призабойной зоне пласта.

Известен способ селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах, включающий опрессовку, закачку вязкоупругого состава (ВУС), приготовленного на основе полиакриламида, технологическую выдержку, стравливание давления, закачку цементного раствора, задавливание его в пласт продавочной жидкостью, оставление скважины на ожидание затвердевания цементного раствора (ОЗЦ), разбуривание затвердевшего цементного раствора и освоение скважины (1).

Основным недостатком этого известного способа, а также других является низкая надежность изоляции водопритоков и отсутствие гарантии снижения обводненности продукции после освоения скважины.

Задачей изобретения является получение технического результата, который может заключаться в повышении надежности изоляции водопритоков и снижении обводненности добываемой продукции скважин.

Поставленная задача решается тем, что в способе селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах, включающем опрессовку, закачку вязкоупругого состава (ВУС), приготовленного на базе полиакриламида (ПАА), технологическую выдержку, стравливание давления, закачку цементного раствора, задавливание его в пласт продавочной жидкостью, оставление скважины на ожидание затвердевания цементного раствора (ОЗЦ), разбуривание затвердевшего цементного раствора и освоение скважины, предварительно проводят временную селективную изоляцию водопритоков закачкой ВУС, после введения скважины в режим эксплуатации оценивают обводненность продукции и, если снижение обводненности составляет более 3%, приступают собственно к селективной изоляции водопритоков, при этом опрессовку проводят как ствола скважины, выше перфорационных отверстий, так и колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), перед закачкой ВУС заполняют нижнюю часть ствола скважины песком до уровня ниже нижних перфорационных отверстий и определяют приемистость скважины для назначения параметров ВУС, закачку цементного раствора производят в подошву пласта по колонне НКТ, нижний конец которой установлен на уровне нижних перфорационных отверстий, причем необходимый объем цементного раствора определяют по формуле
V_ц.р = 2πR2вн

h,
где V_ц.р. - необходимый объем цементного раствора, м³;
π - const, (π = 3,14);
R_вн - внутренний радиус обсадной трубы, м;
h - расстояние между верхними и нижними перфорационными отверстиями, м.

Задавливание цементного раствора в пласт продавочной жидкостью осуществляют в объеме половины закаченного его объема через затрубное пространство скважины при приподнятой и закрытой на устье колонне НКТ, причем объем продавочной жидкости определяют по формуле
V_прод.=F_нкт(H_нкт-h),
где V_прод. - объем продавочной жидкости, м³;
F_нкт - площадь внутреннего сечения колонны НКТ, м²;
H_нкт - глубина спуска колонны НКТ, м;
h - расстояние между верхними и нижними перфорационными отверстиями, м.

Способ реализуется на работающем фонде эксплуатационных скважин с обводненностью продукции не более 95%, для чего производят их остановку. Определяют приемистость скважин известным образом при избыточном давлении на устье 10 МПа. Подразделяют скважины на две категории. К первой категории относятся скважины, имеющие приемистость Q_пр>500 м³/сут. Ко второй категории относятся скважины, имеющие приемистость Q_пр= 100 - 500 м³/сут. Причем в скважинах, оборудованных электроцентробежным насосом (ЗЦН), величина приемистости при избыточном давлении на устье 8 МПа должна составлять 100 м³/сут и более. Для первой категории скважин выбирают ВУС с предельным напряжением сдвига τ_o > 80 кг/м², для второй категории соответственно τ_o = 20-80 кг/м². Объем ВУС для временной изоляции водопритоков определят по формуле
V_ВУС = K•π•R²•h•m,
где V_вус - объем ВУС, необходимый для одной скважины, м³;
K - коэффициент, учитывающий сообщаемость пор, (K=0,1-0,5);
π - const (π = 3,14);
R - радиус призабойной зоны пласта, м (для Самотлорского месторождения по пластам AB_2-3, AB_4-5, БВ₈ ^1-2 принимается равным 5 м.);
h - расстояние между верхними и нижними перфорационными отверстиями, м;
m - коэффициент, учитывающий пористость пласта (для Самотлорского месторождения по пластам AB_2-3, AB_4-5, AB₂ принимается равным 0,25).

Приготовленный объем ВУС в газлифтных скважинах закачивают в пласт по колонне НКТ при закрытом затрубном пространстве, в насосных скважинах (оборудованных ЭЦН или ШГН) - по затрубному пространству при закрытой на устье колонне НКТ. ВУС продавливают водой. Оставляют скважину под давлением на весь период полимеризации (обычно 48 часов). Затем постепенно (обычно в течение 5 суток) выводят ее в режим эксплуатации и проводят оценку дебита и обводненности продукции. Выделяют скважины, у которых снижение составляет от базового значения обводненности более 3%, и подвергают их собственно селективной изоляции.

Скважины, показавшие при оценке снижение обводненности более чем на 3%, продолжают эксплуатировать, а собственно изоляцию водопритоков в них проводят при обнаружении роста обводненности продукции.

Для проведения собственно селективной изоляции осуществляют опрессовку скважины выше перфорационных отверстий и колонны НКТ. Отсыпают забой скважины песком (кварцевым) путем заполнения нижней части ствола скважины до уровня ниже нижних перфорационных отверстий. Определяют приемистость скважины при избыточном давлении на устье 10 МПа. Если окажется, что приемистость Q_пр<100 м³/сут, то проводят кислотную обработку. Для скважин с приемистостью Q_пр = 100-300 м³/сут, Q_пр=300-500 м³/сут и Q_пр>500 м³/сут назначают параметры ВУС на базе полиакриламида с содержанием последнего 0,75%, 1,2% и 1,75% соответственно, причем дополнительно второй и третий ВУС содержат древесную муку в количестве 1% и 3% соответственно. Объем ВУС определяется по той же формуле, что и при временной изоляции. Закачку ВУС производят по колонне НКТ, нижний конец которой установлен на уровне нижних перфорационных отверстий при закрытом затрубном пространстве. Проводят технологическую выдержку под давлением закачки в течение времени полимеризации (не менее 5 часов). Затем стравливают давление путем одновременного открытия на устье колонны НКТ и затрубного пространства. Готовят цементный раствор, объем которого определяют по формуле
V_ц.р = 2•π•R2вн

h.
Закачивают цементный раствор по колонне НКТ в подошву пласта при открытом затрубном пространстве. Объем продавочной жидкости определяют по формуле
V_прод=F_нкт (H_нкт-h).

Приготовленный объем продавочной жидкости закачивают по колонне НКТ при открытом затрубном пространстве. Приподнимают колонну НКТ приблизительно на 150 м. Задавливают в пласт половину закаченного цементного раствора. Для этого продавочную жидкость закачивают через затрубное пространство скважины при закрытой на устье колонне НКТ. Оставляют скважину на ОЗЦ (обычно не менее 24 часов). Разбуривают затвердевший цементный раствор. Затем приступают к освоению скважины, в процессе которого осуществляют дострел перфорационных отверстий в интервале нефтяной части пласта. Забой зумпфа оставляют на 5 м ниже нижних перфорационных отверстий, полученных в результате дострела.

Использование изобретения повышает надежность изоляции водопритоков и снижает обводненность добываемой продукции скважин.

В настоящее время на месторождении Самотлор реализовано более 10 способов селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах в соответствии с настоящим изобретением.

Источники информации:
Патент РФ 2111337, 1995.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано на поздней стадии разработки месторождения. При высокой обводненности добываемой продукции до 95% останавливают скважины. Проводят временную изоляцию водопритоков закачкой вязкоупругого состава (ВУС). Затем вводят их в режим эксплуатации. Оценивают их дебит и обводненность. Выделяют скважины, в которых снижение обводненности оказалось более 3%, и при росте обводненности подвергают их собственно селективной изоляции. Для этого закачивают сначала ВУС, затем цементный раствор. После разбурки затвердевшего цемента производят дострел перфорационных отверстий в нефтяной части пласта. Забой зумфа оставляют на 5 м ниже перфорационных отверстий дострела. Скважину осваивают и вводят в эксплуатацию. Использование изобретения повышает надежность изоляции водопритоков и снижает обводненность продукции. 5 з.п.ф-лы.

1. Способ селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах, включающий опрессовку, закачку вязкоупругого состава (ВУС), приготовленного на базе полиакриламида (ПАА), технологическую выдержку, стравливание давления, закачку цементного раствора, задавливание его в пласт продавочной жидкостью, оставление скважины на ожидание затвердевания цементного раствора (ОЗЦ), разбуривание затвердевшего цементного раствора и освоение скважины, отличающийся тем, что предварительно проводят временную изоляцию водопритоков закачкой ВУС, после введения скважины в режим эксплуатации оценивают дебит и обводненность продукции и если снижение составляет обводненности более 3%, приступают к проведению собственно селективной изоляции водопритоков, при этом опрессовку проводят как ствола скважины, выше перфорационных отверстий, так и колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), перед закачкой ВУС заполняют нижнюю часть ствола скважины песком до уровня ниже нижних перфорационных отверстий и определяют приемистость скважины для назначения параметров ВУС, закачку цементного раствора производят в подошву пласта по колонне НКТ, нижний конец которой установлен на уровне нижних перфорационных отверстий, при открытом на устье затрубном пространстве, причем необходимый объем цементного раствора определяют по формуле
V_ц.р = 2•π•R2вн

h,
где V_ц.р - необходимый объем цементного раствора, м³;
π - CONST (π = 3,14);
R_вн - внутренний радиус обсадной трубы, м;
h - расстояние между верхними и нижними перфорационными отверстиями, м,
задавливание цементного раствора в пласт продавочной жидкостью осуществляют в объеме половины закаченного его объема через затрубное пространство скважины при приподнятой и закрытой на устье колонне НКТ, причем объем продавочной жидкости определяют по формуле
V_прод = F_НКТ (H_НКТ - h),
где V_прод - объем продавочной жидкости, м³;
F_НКТ - площадь внутреннего сечения колонны НКТ, м²;
H_НКТ - глубина спуска колонны НКТ, м;
h - расстояние между верхними и нижними перфорационными отверстиями, м. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед проведением временной изоляции водопритоков закачкой ВУС определяют приемистость скважины при избыточном давлении на устье 10 МПа, при этом для скважин, имеющих приемистость Q_пр > 500 м³/сут, выбирают ВУС с предельным напряжением сдвига τ_o > 80 кг/м², а для скважин, имеющих приемистость Q_пр = 100 - 500 м³/сут, - соответственно τ_o = 20-80 кг/м².
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что объем ВУС для временной или постоянной селективной изоляции водопритоков определяют по формуле
V_ВУС = K•π•R²•h•m,
где V_ВУС - объем ВУС, необходимый для одной скважины, м³;
К - коэффициент, учитывающий сообщаемость пор (К = 0,1 - 0,5);
π - CONST (π = 3,14);
R - радиус призабойной зоны пласта, м;
h - расстояние между верхними и нижними перфорационными отверстиями, м;
m - коэффициент, учитывающий пористость пласта. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что скважины, показавшие при оценке снижение обводненности более чем на 3%, продолжают эксплуатировать, а собственно селективную изоляцию водопритоков в них проводят при обнаружении роста обводненности продукции. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при проведении временной изоляции водопритоков ВУС закачивают в пласт по колонне НКТ при закрытом затрубном пространстве в газлифтных скважинах и по затрубному пространству при закрытой на устье колонне НКТ в насосных скважинах. 6. Способ по п.1, отличающийся тем, что технологическую выдержку проводят в течение времени полимеризации ВУС, а стравливание давления осуществляют путем одновременного открытия на устье колонны НКТ и затрубного пространства скважины.