СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/32 E21B33/13 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений "плавающего" типа, то есть когда нефтяную часть пласта подстилает пластовая вода.

Главным фактором, предотвращающим преждевременный прорыв воды, является регулирование давления на перфорированную часть пласта, которое осуществляется изменением депрессии.

Известен способ изоляции водопритоков в эксплуатационных скважинах, включающий увеличение приемистости пласта, закачку в скважину вязкоупругого состава (ВУС), приготовленного на базе полиакриламида (ПАА), продавливание его в пласт продавочной жидкостью, проведение технологической выдержки скважины под давлением на время полимеризации ВУС и освоение скважины (патент РФ N 2117757, 1998 г.)
Недостатком известного способа является ограниченный диапазон депрессионных нагрузок на нефтяную часть пласта, что не позволяет существенно снизить обводненность добываемой продукции на месторождениях, разрабатываемых на поздней стадии.

Изобретение преследует цель - получение технического результата, который выражается в том, что снижается обводненность добываемой продукции на месторождениях, разрабатываемых на поздней стадии, за счет расширения диапазона депрессионных нагрузок на нефтяную часть пласта.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе изоляции водопритоков в эксплуатационных скважинах, включающем увеличение приемистости пласта, закачку в скважину ВУС, приготовленного на базе ПАА, продавливание его в пласт продавочной жидкостью, проведение технологической выдержки скважины под давлением на время полимеризации ВУС и освоения скважины, согласно изобретению закачку в скважину ВУС, приготовленного на базе ПАА, продавливание его в пласт продавочной жидкостью под давлением на время полимеризации ВУС осуществляют дважды, причем перед первым разом предварительно определяют место расположения водонефтяного контакта (ВНК), заполняют нижнюю часть ствола скважины песком до уровня нижних перфорационных отверстий и определяют приемистость пласта, после окончания полимеризации ВУС устанавливают цементный мост в зоне перфорационных отверстий, разбуривают цементный мост, нормализуют забой путем удаления части песка до уровня ниже ВНК, спрессовывают ствол скважины, проделывают отверстия в обсадной колонне в интервале между ВНК и нижними перфорационными отверстиями и приступают к увеличению приемистости пласта, которую доводят до величины не менее 100 м³/сут при давлении на устье не более 10 МПа, после окончания полимеризации ВУС закачанного второй раз устанавливают постоянный цементный мост в интервале между нижними перфорационными отверстиями и нормализованным забоем, затем после проведения опрессовки ствола скважины приступают к ее освоению, в процессе которого выполняют повторную перфорацию в нефтяной части пласта.

В конкретных условиях реализации способа место положения ВНК может быть определено, например, геофизическими методами.

Заполнение ствола скважины песком обычно ведут до уровня ниже нижних перфорационных отверстий на 3 м.

Целесообразно приемистость пласта определять путем закачки в пласт не более 1 м³ жидкости плотностью, равной плотности жидкости глушения при давлении на устье скважины 10 МПа, при этом если приемистость составляет менее 100 м³/сут, то призабойную часть пласта подвергают кислотной обработке, если приемистость составляет 100 - 300 м³/сут, то требуемый объем ВУС определяют по формуле:
V_ВУС = π•R²•H₁, (1)
где V_ВУС требуемый объем ВУС, м³;
R радиус скважины в зоне пласта, м.;
H₁ расстояние от верхних перфорационных отверстий до нижних, м.

Если приемистость составляет 300 - 500 м³/сут, то, рассчитанный по упомянутой формуле, требуемый объем ВУС увеличивают в 1,5 раза, и если приемистость составляет более 500 м³/сут, то требуемый объем ВУС увеличивают в 2 раза.

Способ осуществляют следующим образом. Определяют место расположения ВНК используя для этого геофизические методы. Заполняют (например намывом) нижнюю часть ствола скважины песком до уровня на 3 м ниже нижних перфорационных отверстий. Определяют приемистость пласта. Для этого закачивают в пласт не более 1 м³ жидкости плотностью, равной плотности жидкости глушения при давлении на устье скважины 10 МПа. Если приемистость составляет менее 100 м³/сут, то призабойную часть пласта подвергают кислотной обработке, если приемистость составляет 100 - 300 м³/сут, то требуемый объем ВУС определяют по формуле (1). При приемистости 300 - 500 м³/сут рассчитанный по формуле (1) объем ВУС увеличивают в 1,5 раза. При приемистости более 500 м³/сут рассчитанный по формуле (1) объем ВУС увеличивают в 2 раза.

Приготовленный ВУС закачивают в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) при открытом затрубном пространстве. Затем продавливают ВУС в пласт продавочной жидкостью в объеме НКТ при закрытом затрубном пространстве и проводят технологическую выдержку скважины под давлением на время полимеризации ВУС (обычно на 5 часов). Стравливают давление из НКТ и затрубного пространства. Приготавливают цементный раствор для установки цементного моста в зоне перфорационных отверстий.

Объем цементного раствора для установки цементного моста может быть определен по формуле
V_ц.р.= π•R²•H₂•K, (2)
где V_ц.р. - объем цементного раствора для установки цементного моста, м³;
H₂ - расстояние от верхних перфорационных отверстий до уровня заполнения нижней части ствола скважины песком, м.;
К - безразмерный коэффициент (К=1,5).

Приготовленный объем цементного раствора закачивают в НКТ. Затем подают продавочную жидкость.

Объем продавочной жидкости плотностью, равной плотности жидкости заполняющей скважину, при закачке цементного раствора по колонне для установки цементного моста определяют по формуле
V_п.ж.ц.р.=0,95•F_НКТ•L₁
где V_п.ж.ц.р. - объем продавочной жидкости, используемой при закачке цементного раствора по колонне насосно-компрессорных труб, м³;
F_НКТ - площадь внутреннего сечения колонны насосно- компрессорных труб, м²;
L₁ - глубина расположения "головы" цементного раствора в скважине, м.

Поднимают колонну НКТ на высоту в 2 раза большую, чем высота столба цементного раствора в скважине. При открытой на устье колонны НКТ осуществляют ее промывку, заполняя скважину через затрубное пространство скважинной жидкостью. Закрывают на устье колонну НКТ, и через затрубное пространство закачивают скважинную жидкость (продавочную)
Объем продавочной жидкости плотностью, равной плотности жидкости заполняющей скважину, при закачке по затрубному пространству при закрытой на устье колонне НКТ определяют по формуле
V"_п.ж.ц.р.=F_скв•(L₂-L₁),
где V"_п.ж.ц.р. - объем продавочной жидкости, используемой при закачке по за трубному пространству, м³;
F_скв - площадь внутреннего сечения скважины, м²;
L₁ - глубина расположения "головы" цементного раствора в скважине, м;
L₂ - глубина расположения верхних перфорационных отверстий, м.

Проводят ожидание затвердевания цементного раствора (ОЗЦ) в течение не менее 24 часов, затем разбуривают цементный мост и нормализуют забой путем удаления (вымывания) части песка до уровня ниже ВНК на 3 м, опрессовывают ствол скважины на давление опрессовки обсадной колонны. Затем проделывают отверстия в обсадной колонне в интервале между ВНК и нижними перфорационными отверстиями. Обычно эти отверстия проделывают перфоратором на расстоянии 1 м по длине обсадной колонны от ВНК в указанном интервале. После этого приступают к увеличению приемистости пласта и доводят ее до величины не менее 100 м³/сут при давлении на устье скважины не более 10 МПа. Для этого используют те или иные известные методы. Располагают нижний конец колонны НКТ в интервале проделанных отверстий в обсадной колонне и осуществляют вторую закачку ВУС в объеме не менее 40 м³.

После окончания полимеризации ВУС приступают к установке постоянного цементного моста в интервале между нижними перфорационными отверстиями и нормализованным забоем. Проводят опрессовку ствола скважины после установки постоянного цементного моста и переходят к стадии освоения скважины. Для этого выполняют повторную перфорацию в нефтяной части пласта и, увеличивая депрессию, переводят скважину в режим эксплуатации. В связи с тем, что в скважине установлен постоянный цементный мост, становится не опасным возможное ослабление тела обсадной колонны в зоне повторной перфорации.

Использование изобретения позволяет на практике на месторождениях, разрабатываемых на поздней стадии, добиться снижения обводненности не менее чем на 30%.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений "плавающего" типа, т.е. когда нефтяную часть пласта подстилает пластовая вода. Обеспечивает снижение обводненности добываемой продукции. Определяют водонефтяной контакт (ВНК). Заполняют нижнюю часть ствола скважины песком до уровня ниже нижних перфорационных отверстий. Определяют приемистость пласта. Закачивают вязкоупругий состав (ВУС) в пласт. Устанавливают цементный мост в зоне перфорации, разбуривают его, нормализуют забой до уровня ниже (ВНК). Опрессовывают ствол скважины. Проделывают отверстия в обсадной колонне в интервале между ВНК и нижними перфорационными отверстиями. Увеличивают приемистость пласта, закачивают ВУС. Устанавливают постоянный цементный мост в интервале между нижними перфорационными отверстиями и нормализованным забоем и опрессовывают ствол скважины. Выполняют повторную перфорацию в нефтяной части пласта и осваивают скважину. 3 з.п.ф-лы.

1. Способ изоляции водопритоков в эксплуатационных скважинах, включающий увеличение приемистости пласта, закачку в скважину вязкоупругого состава (ВУС), приготовленного на базе полиакриламида (ПАА), продавливание его в пласт продавочной жидкостью, проведение технологической выдержки скважин под давлением на время полимеризации ВУС и основание скважины, отличающийся тем, что закачку в скважину ВУС, приготовленного на базе ПАА, продавливание его в пласт продавочной жидкостью и проведение технологической выдержки скважины под давлением на время полимеризации ВУС осуществляют дважды, причем перед первым разом предварительно определяют место расположения водонефтяного контакта (ВНК), заполняют нижнюю часть ствола скважины песком до уровня ниже перфорационных отверстий и определяют приемистость пласта, после окончания полимеризации ВУС устанавливают цементный мост в зоне перфорационных отверстий, разбуривают цементный мост, нормализуют забой путем удаления части песка до уровня ниже ВНК, опрессовывают ствол скважины, проделывают отверстия в обсадной колонне в интервале между ВНК и нижними перфорационными отверстиями и приступают к увеличению приемистости пласта, которую доводят до 100 м³/сут, при давлении на устье не более 10 МПа, после окончания полимеризации ВУС, закачанного второй раз, устанавливают постоянный цементный мост в интервале между нижними перфорационными отверстиями и нормализованным забоем, затем после проведения опрессовки ствола скважины приступают к ее освоению, в процессе которого выполняют повторную перфорацию в нефтяной части пласта. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что место расположения ВНК определяют геофизическими методами. 3. Способ по одному из пп.1 - 3, отличающийся тем, что приемистость пласта определяют путем закачки в пласт не более 1 м³ жидкости плотностью, равной плотности жидкости при давлении на устье скважины 10 МПа, при этом, если приемистость составляет менее 100 м³/сут, то призабойную часть пласта подвергают кислотной обработке, если приемистость составляет 100 - 300 м³/сут, то требуемый объем ВУС определяют по формуле
V_вус= π×R²×H₁,
где V_вус - требуемый объем ВУС, м³;
R - радиус скважины в зоне пласта, м;
H₁ - расстояние от верхних перфорационных отверстий до нижних, м,
если приемистость составляет 300 - 500 м³/сут, то рассчитанный по упомянутой формуле требуемый объем ВУС увеличивают в 1,5 раза, и если приемистость составляет более 500 м³/сут, то требуемый объем ВУС увеличивают в 2 раза. 4. Способ по одному из пп.1 - 3, отличающийся тем, что требуемый объем ВУС для закачки в скважину во второй раз составляет не менее 40 м³.