СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННЫХ ВОД В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ Российский патент 2005 года по МПК E21B43/32 

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

Известен способ ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах, включающий промывку скважин и порционную закачку в нее воды, цементного раствора и хлористого кальция, предусматривает, что в скважины через вскрытый фильтр закачивают раствор хлористого кальция, затем добавляют воду, далее раствор нафтената натрия или калия или их смесь, данную процедуру повторяют, по крайней мере, 3 раза, после чего закачивают цементный раствор, затворенный на воде, водоцементное отношение которого составляет 0,2-0,6, в объеме 0,5-2 м³ на 1 м мощности пласта с добавлением в количестве 0,5-10% от объема цементного раствора дополнительного раствора нафтената натрия или калия или их смеси с соотношением нафтенат: вода 1: 2 с последующим продавливанием в скважины всей массы пластовой водой из расчета 1-2 м³ на 1 м мощности пласта, затем проводят промывку скважин, герметизируют их устья и выдерживают под давлением 24 ч (патент РФ №2172825, кл. Е 21 В 43/32, опубл. 2001.08.27)

Известный способ не позволяет создать надежную изоляцию водопритоков, т.к. воздействие направлено как на обводненную, так и на нефтенасыщенную части интервала пласта, что приводит к ухудшению фильтрационных свойств нефтенасыщенной части пласта.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ изоляции подошвенных вод в нефтяных скважинах путем закачки в пласт нефти и последующего цементажа с применением веществ, обладающих хорошей адгезией к пласту и колонне, обеспечивающих герметизацию в условиях гидрофобизирующего влияния нефти и дальнейшего вскрытия верхней части пласта (патент РФ №2079647, кл. Е 21 В 43/32, опубл. 1997.05.20 - прототип).

Известный способ позволяет более качественно изолировать подошвенные воды к скважине за счет применения несмешивающихся жидкостей, таких как нефть и водный раствор цемента, однако закачка растворов в интервал перфорации приводит к ослаблению эффекта от изоляции подошвенных вод из-за попадания цементного раствора в нефтенасыщенную часть пласта.

В предложенном способе решается задача повышения надежности изоляции подошвенных вод в добывающей скважине.

Задача решается тем, что в способе изоляции подошвенных вод в добывающей скважине, включающем закачку в пласт нефти и цементного раствора, согласно изобретению, предварительно проводят размещение низа колонны насосно-компрессорных труб посередине обрабатываемого интервала и закачку циркуляцией в межтрубное пространство скважины нефти, а в колонну насосно-компрессорных труб до ее башмака цементного раствора, закачку в пласт нефти проводят через межтрубное пространство, одновременно проводят закачку в пласт цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб, при этом закачки выполняют с одинаковой производительностью, обеспечивающей ламинарный режим потока нефти и цементного раствора.

Перед закачкой нефти в межтрубное пространство возможна закачка загущенного водного раствора.

Признаками изобретения являются:

1) закачка в пласт нефти;

2) закачка в пласт цементного раствора;

3) предварительное размещение низа колонны насосно-компрессорных труб посередине обрабатываемого интервала;

4) закачка циркуляцией в межтрубное пространство скважины нефти;

5) закачка циркуляцией в колонну насосно-компрессорных труб до ее башмака цементного раствора;

6) закачка в пласт нефти через межтрубное пространство;

7) одновременная закачка в пласт цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб;

8) закачка с одинаковой производительностью, обеспечивающей ламинарный режим потока нефти и цементного раствора;

9) перед закачкой нефти в межтрубное пространство закачка загущенного водного раствора.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-8 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 9 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения

При отборе нефти через добывающие скважины происходит прорыв языков воды к добывающим скважинам, образованию конусов подошвенных вод в околоскважинной зоне. Вследствие этого наступает обводнение добываемой продукции. Изоляция водопритоков известными способами малоэффективна, а создаваемая изоляция малонадежна. В предложенном способе решается задача повышения надежности изоляции водопритоков в добывающих скважинах. Задача решается следующим образом.

При изоляции подошвенных вод в добывающей скважине размещают низ колонны насосно-компрессорных труб посередине обрабатываемого интервала. При открытом межтрубном пространстве (пространстве между колонной насосно-компрессорных труб и обсадной колонной) проводят закачку циркуляцией в межтрубное пространство скважины нефти. Для исключения замещения нефти водой в скважине перед нефтью возможна закачка объема загущенной воды. Объем загущенной воды устанавливают 0,25-0,4 м³. Воду загущают любым загустителем, например 4-6% карбоксиметилцеллюлозы, тулозы и т.п. Колонну насосно-компрессорных труб до башмака заполняют цементным раствором. После этого одновременно закачивают в пласт нефть через межтрубное пространство и цементный раствор через колонну насосно-компрессорных труб. Для этого, как правило, используют два закачивающих агрегата типа ЦА-320. Производительности закачек поддерживают одинаковыми и обеспечивающими ламинарный режим потока жидкостей. За счет этого исключается смешение потоков в скважине и обеспечивается послойное расположение жидкостей в пласте. Как правило, расход не более 3 л/с обеспечивает ламинарный поток жидкостей.

По такой схеме нефть из межтрубья поступает через верхние перфорационные отверстия в верхнюю нефтенасыщенную часть пласта, заполняет ее и препятствует попаданию туда цементного раствора. Цементный раствор как более тяжелая жидкость и жидкость, родственная воде, попадает в нижнюю обводненную часть пласта. Этому способствует размещение низа колонны насосно-компрессорных труб, по которой закачивают цементный раствор, посередине обрабатываемого интервала. Т.е. изначально цементный раствор направляют в нижнюю часть пласта.

После закачки расчетных объемов жидкостей порядка 1,5-2,0 м³/м обрабатываемого интервала выполняют технологическую выдержку для затвердения цемента не менее 24 час и осваивают скважину.

Пример конкретного выполнения

Выполняют изоляцию подошвенных вод в нефтедобывающей скважине. Интервал перфорации расположен на глубинах 968-972 м. Низ колонны насосно-компрессорных труб размещают посередине обрабатываемого интервала на глубине 970 м. При открытом межтрубном пространстве проводят закачку циркуляцией в межтрубное пространство скважины 0,25 м³ 5%-ного водного раствора карбоксиметилцеллюлозы и 8 м³ нефти. Колонну насосно-компрессорных труб до башмака заполняют цементным раствором в объеме 3 м³. Еще 3 м³ цементного раствора находится в цементировочном агрегате ЦА-320. После этого одновременно закачивают в пласт нефть через межтрубное пространство одним цементировочным агрегатом ЦА-320 с производительностью 3 л/с и цементный раствор через колонну насосно-компрессорных труб другим цементировочным агрегатом с той же производительностью 3 л/с. Производительности закачки поддерживают одинаковыми в течение всего периода закачки.

После закачки расчетных объемов нефти и цементного раствора выполняют технологическую выдержку для затвердения цемента в течение 24 час и осваивают скважину.

Обводненность добываемой продукции до проведения работ составляла 99,7%, после - 3,9%, Т.о. достигнуто снижение обводненности на 95,8%. Выполнение работ в аналогичных условиях по способу-прототипу приводит к снижению обводненности на 15-20%.

В течение года эксплуатации скважины обводненность добываемой продукции возрастала и на конец года составила 37,2%.

Применение предложенного способа позволит повысить надежность изоляции подошвенных вод в добывающих скважинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в добывающей скважине. Обеспечивает повышение надежности изоляции подошвенных вод в добывающей скважине. Сущность изобретения: размещают низ колонны насосно-компрессорных труб посередине обрабатываемого интервала. Закачивают циркуляцией в межтрубное пространство скважины загущенную воду и нефть, а в колонну насосно-компрессорных труб до башмака - цементный раствор. Закачку в пласт нефти проводят через межтрубное пространство. Одновременно проводят закачку в пласт цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб. Производительности закачки устанавливают одинаковыми и обеспечивающими ламинарный режим потока жидкостей. 1 з. п. ф-лы.

1. Способ изоляции подошвенных вод в добывающей скважине, включающий закачку в пласт нефти и цементного раствора, отличающийся тем, что предварительно проводят размещение низа колонны насосно-компрессорных труб по середине обрабатываемого интервала и закачку циркуляцией в межтрубное пространство скважины нефти, а в колонну насосно-компрессорных труб до ее башмака цементного раствора, закачку в пласт нефти проводят через межтрубное пространство, одновременно проводят закачку в пласт цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб, при этом закачки выполняют с одинаковой производительностью, обеспечивающей ламинарный режим потока нефти и цементного раствора.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед закачкой нефти в межтрубное пространство проводят закачку загущенного водного раствора.