СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ПРИТОКА ПОДОШВЕННЫХ ВОД В НЕФТЯНУЮ ДОБЫВАЮЩУЮ СКВАЖИНУ Российский патент 2017 года по МПК E21B43/32 E21B33/138 C09K8/42 C09K8/504 

Описание патента на изобретение RU2620684C1

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).

Похожие патенты RU2620684C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОТСЕЧЕНИЯ КОНУСА ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ 2016
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Клещенко Иван Иванович
  • Ягафаров Алик Каюмович
  • Долгушин Владимир Алексеевич
  • Водорезов Дмитрий Дмитриевич
  • Земляной Александр Андреевич
  • Сипина Наталья Алексеевна
  • Жапарова Дарья Владимировна
RU2655490C2
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ 2017
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Клещенко Иван Иванович
  • Сипина Наталья Алексеевна
  • Касов Артем Михайлович
RU2655495C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПОДОШВЕННЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ 2015
  • Клещенко Иван Иванович
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Сипина Наталья Алексеевна
  • Кичикова Дарья Владимировна
  • Попова Жанна Сергеевна
  • Анкудинов Александр Анатольевич
RU2588582C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПОДОШВЕННЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ 2016
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Клещенко Иван Иванович
  • Долгушин Владимир Алексеевич
  • Ягафаров Алик Каюмович
  • Жапарова Дарья Владимировна
  • Земляной Александр Андреевич
  • Сипина Наталья Алексеевна
RU2631512C1
СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ, ВСКРЫВШЕЙ ВОДОНЕФТЯНУЮ ЗАЛЕЖЬ 2017
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Клещенко Иван Иванович
  • Леонтьева Наталья Алексеевна
  • Ваганов Юрий Владимирович
  • Семененко Анастасия Федоровна
  • Балуев Анатолий Андреевич
RU2665769C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ КОНУСА ПОДОШВЕННЫХ ВОД В ГАЗОДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ 2020
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Цилибин Владислав Витальевич
  • Бакирова Аделя Данияровна
RU2726668C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ 2013
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Паникаровский Валенин Васильевич
  • Паникаровский Василий Валентинович
  • Сагидуллин Максим Александрович
RU2569941C2
Способ гидравлического разрыва пласта 2016
  • Насыбуллин Арслан Валерьевич
  • Салимов Олег Вячеславович
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
RU2618545C1
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПОДОШВЕННЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ 2014
  • Леонтьев Дмитрий Сергеевич
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Паникаровский Евгений Валентинович
RU2564704C1
Способ гидравлического разрыва пласта 2016
  • Салимов Олег Вячеславович
  • Зиятдинов Радик Зяузятович
  • Гирфанов Ильдар Ильясович
RU2613682C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 620 684 C1

Реферат патента 2017 года 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.

Формула изобретения RU 2 620 684 C1

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.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2017 года RU2620684C1

СПОСОБ ПРОВЕДЕНИЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНЕ 2012
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Кадыров Рамзис Рахимович
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
  • Хамидуллина Эльвина Ринатовна
  • Патлай Антон Владимирович
RU2495229C1
СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ 2006
  • Клещенко Иван Иванович
  • Сохошко Сергей Константинович
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Шестакова Наталья Алексеевна
  • Щербич Константин Николаевич
  • Зозуля Григорий Павлович
RU2326922C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2000
  • Клещенко И.И.
  • Ягафаров А.К.
  • Паникаровский В.В.
  • Ефимов А.Д.
  • Демичев С.С.
RU2196877C2
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ 2013
  • Паникаровский Евгений Валентинович
  • Паникаровский Валенин Васильевич
  • Паникаровский Василий Валентинович
  • Сагидуллин Максим Александрович
RU2569941C2
US 3547199 A1, 15.12.1970.

RU 2 620 684 C1

Авторы

Леонтьев Дмитрий Сергеевич

Клещенко Иван Иванович

Долгушин Владимир Алексеевич

Ягафаров Алик Каюмович

Анкудинов Александр Анатольевич

Попова Жанна Сергеевна

Жапарова Дарья Владимировна

Пономарев Андрей Александрович

Даты

2017-05-29Публикация

2016-06-21Подача