СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ СТВОЛЕ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН Российский патент 2006 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для изоляции водопритоков в горизонтальных стволах добывающих скважин.

Известен способ обработки и изоляции призабойной зоны скважин, включающий закачку изолирующего состава на основе ПАА и кислоты [1]. Способ не эффективен в горизонтальных скважинах, прежде всего из-за того, что он пригоден к применению, когда известен интервал водопритока, а также из-за низкой закупоривающей способности ПАА, который "зашивается" в скважине, будучи продавленным в приствольную часть.

Известен другой способ изоляции водопритоков в горизонтальных стволах [2]. Принципиально способ, принятый в виде прототипа, представляется в следующем виде. Способ включает закачку гелеобразующего раствора полиакриламида и кислоты сначала в дальний конец интервала водопритока, а затем повторяют эту операцию вдоль интервала водопритока. Способ предназначен для проведения изоляции водопритока, когда известен его интервал.

При обводнении горизонтального ствола он заполняется водой. Вызов притока флюидов снижением давления в скважине не дает возможности с помощью каротажа определить, из какого интервала поступает нефть, из какого вода, т.к. интенсивность водопроявления при этом намного больше нефтепроявления. Этот способ не может быть применен, т.к. он не годится для применения, когда интервал водопритока неизвестно где расположен.

Так как в настоящее время нет способов определения интервалов водопритока в горизонтальном стволе обводненной ГС, существует проблема проведения изоляционных работ в горизонтальной скважине с созданием способа селективной изоляции, при котором закачиваемая смесь преимущественно попадает в интервал водопритока с минимальным проникновением ее в нефтенасыщенную часть горизонтального ствола.

В холодных скважинах при температуре +30°С, если в них продуктивная порода заполнена вязкой нефтью, то прокачивание тампонажного состава к месту водопритока не нанесет вред нефтяному пласту, т.к. при этой температуре в неразмытых породах и каналах вязкая нефть окажет достаточно высокое сопротивление проникновению состава.

В скважинах с маловязкой нефтью может специально закачиваться вязкая нефть для получения избирательного эффекта. Она попадает в зону водопритока с крупными размытыми каналами. Однако в "горячих" скважинах все эти способы не применимы, т.к. все вязкие нефти становятся текучими и не создают достаточного сопротивления проникновению в поры тампонажным составом.

В предложенном изобретении решается задача изоляции в "горячих" скважинах ограниченного интервала водопритока в горизонтальном стволе, проведенном в нефтяном пласте, представленном пористыми или мелкотрещиноватыми породами, например песчаниками. Причем о расположении этого ограниченного интервала водопритока в горизонтальном стволе нет данных, т.к. на сегодня отсутствуют методы их определения после обводнения горизонтальной скважины.

Технический результат - повышение эффективности изоляционных работ при сохранении нефтесодержащего интервала.

В способе изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин, включающем закачку в призабойную зону раствора полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на время отверждения раствора полимера, в качестве раствора полимера используют гидрофобный полимерный тампонажный состав ГПТС, перед закачкой ГПТС в скважину закачивают сначала нефть, затем водонабухающий полимер ВНП АК-639, затворенный жидкостью затворения - пресной водой или глинистым раствором, ВНП АК-639 выдерживают в вертикальной части ствола скважины до полного поглощения им жидкости затворения, а затем замедленно продавливают его ГПТС в горизонтальный ствол для создания профилактического фильтрационного слоя, продавливают ГПТС нефтью, разбуривают отвержденный ГПТС, закачивают кислоту или дизельное топливо, или минерализованный раствор для удаления профилактического фильтрационного слоя.

В качестве ГПТС может применяться, например, состав, содержащий в вес. частях: форполимер ФП-65-2 100, углеводородную жидкость 50-100, воду 2-3, наполнитель 1-10, ускоритель твердения УП 606/2 0,1-0,2.

В качестве кислоты может применяться, например, соляная кислота.

В качестве минерализованного раствора используется пластовая вода или специально приготовленный минерализованный раствор путем добавки в пресную воду хлористого кальция в количестве 3 мас.%.

Для приготовления глинистого раствора в пресную воду вводится 2-3 мас.% глинопорошка.

Сущность способа заключается в следующем.

В способе, включающем закачку ГПТС, сначала в горизонтальном стволе на его поверхности создают профилактический фильтрационный слой вязкопластичного материала, излишек которого отфильтровывается в размытые крупные каналы в интервале водопритока. Это обусловлено тем, что в пористые нефтесодержащие породы проникновение вязкопластичной жидкости ограничено из-за малого размера пор, тогда как ее проникновение в размытые каналы (поры) в интервале водопритока не вызывает затруднений. Появление размытых (дренированных) каналов - это следствие длительной во времени эксплуатации скважин с высоким процентом воды, добываемой попутно с нефтью. Обычно ремонтно-изоляционные работы в горизонтальных скважинах проводят, когда объем воды достигает 95-98% объема добываемой жидкости.

Выполнение способа изоляции интервала водопритока с применением вязкопластичного материала для создания профилактического фильтрационного слоя выполняется следующим образом. Сначала в скважину закачивается нефть в виде буфера для разделения ВНП от воды в горизонтальный ствол скважины, затем в вертикальную часть ствола скважины закачивается водонабухающий полимер АК-639, затворенный при соотношении не менее чем 1:100 на пресной воде или на глинистом растворе, например из бентонитовой глины. Выдерживается в нем до продавки в горизонтальный ствол в течение времени, необходимого до полного поглощения воды, но не менее 0,5 часа. Затем вязкопластичный состав продавливается в горизонтальный ствол.

Водонабухающий полимер АК-639 применяется в практике преимущественно 2-х марок: В-416 и В-615. Водопоглощающая способность у них на 1 г полимера более 100 г пресной воды. Причем водопоглощающему полимеру марки В-615 для поглощения 100 г пресной воды необходимо 15 мин, полимеру марки В-415 необходимо 30 мин. После выдержки водонабухающего полимера в стволе скважины он продавливается в горизонтальный ствол при одновременной закачке за ним гидрофобного полимерного тампонажного состава ГПТС. Продавка ведется замедленно, чтобы максимально использовать свойство вязкопластичных жидкостей обеспечивать высокую селективность по мере сохранения у них максимальных вязкостных свойств.

При наличии профилактического фильтрационного слоя ГПТС продавливается в интервал водопроявления. Причем продавка по горизонтальному стволу ведется нефтью. Изменение давления закачки будет свидетельствовать о том, что крупные раздренированные водой каналы в интервале водопритока заполнены ГПТС.

Пример исполнения.

В горизонтальную скважину спускаются НКТ до входа в горизонтальный ствол. В НКТ закачивается сначала буфер из нефти, затем водонабухающий полимер в пресной воде, делается его выдержка до полного поглощения им воды затворения. Затем закачивается в НКТ ГПТС. При этом ВНП продавливается в горизонтальный ствол. Продавка ведется на 1-й скорости работы ЦА-320, т.е. замедленно. Это позволяет доставлять в горизонтальный ствол ВНП в виде вязкопластичной структурированной жидкости, которая создает по стволу с проницаемой породой фильтрационный слой. При дальнейшей продавке ГПТС нефтью изоляционный материал уходит в зону водопритока, где расположена раздренированная попутно добываемой водой порода с крупными каналами. После отверждения ГПТС в горизонтальный ствол спускается долото с НКТ и разбуривается отвердевший состав. После освоения, если будет отмечен недостаточный дебит нефти, в скважину закачивается кислота или минерализованной раствор. Под воздействием кислоты или минерализованного раствора профилактический фильтрационный слой разрушается. Дебит скважины увеличивается.

Преимуществом заявленного способа является повышение эффективности ликвидации не установленного места водопритока в горизонтальном стволе (особенно в "горячей" скважине) обводненной скважины за счет предварительно созданного профилактического фильтрационного слоя из вязкопластичного состава, что позволяет сохранить продуктивную часть горизонтального ствола. Причем при этом способе используются селективные особенности закачки в проницаемую породу вязкопластичных жидкостей, проявляемые при низкой скорости их прокачки.

Источники информации

1. А.с. СССР, №836340, кл. Е 21 В 43/27, 1981 г.

2. Патент РФ №2101484, кл. Е 21 В 43/27, 1997 г. (прототип).

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для изоляции водопритоков в горизонтальных стволах добывающих скважин. Технический результат - повышение эффективности изоляционных работ при сохранении нефтесодержащего интервала. В способе изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин, включающем закачку в призабойную зону раствора полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на время отверждения раствора полимера, в качестве раствора полимера используют гидрофобный полимерный тампонажный состав ГПТС, перед закачкой ГПТС в скважину закачивают сначала нефть, затем водонабухающий полимер ВНП АК-639, затворенный жидкостью затворения - пресной водой или глинистым раствором, ВНП АК-639 выдерживают в вертикальной части ствола скважины до полного поглощения им жидкости затворения, а затем замедленно продавливают его ГПТС в горизонтальный ствол для создания профилактического фильтрационного слоя, продавливают ГПТС нефтью, разбуривают отвержденный ГПТС, закачивают кислоту или дизельное топливо, или минерализованный раствор для удаления профилактического фильтрационного слоя.

Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на время отверждения раствора полимера, отличающийся тем, что в качестве раствора полимера используют гидрофобный полимерный тампонажный состав ГПТС, перед закачкой ГПТС в скважину закачивают сначала нефть, затем водонабухающий полимер ВНП АК-639, затворенный жидкостью затворения - пресной водой или глинистым раствором, ВНП АК-639 выдерживают в вертикальной части ствола скважины до полного поглощения им жидкости затворения, а затем замедленно продавливают его ГПТС в горизонтальный ствол для создания профилактического фильтрационного слоя, продавливают ГПТС нефтью, разбуривают отвержденный ГПТС, закачивают кислоту, или дизельное топливо, или минерализованный раствор для удаления профилактического фильтрационного слоя.