Способ изоляции конуса подошвенных вод пластов, залегающих на малых глубинах Российский патент 2023 года по МПК E21B33/138 E21B43/32 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для ограничения и ликвидации притока подошвенных вод пластов, залегающих на малых глубинах.

При эксплуатации скважин, особенно на завершающей стадии разработки месторождений, по мере снижения пластового давления, в нефтенасыщенную часть залежи активно перетекают подошвенные воды. Первоначально к забою скважины подошвенная вода начинает подтягиваться в виде водяного конуса, а уже по мере подъема водонефтяного контакта подходит к забою и через перфорационные отверстия начнет поступать в скважину.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [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 водойзоляционный экран и обводнение скважины продолжится.

Известен способ изоляции конуса подошвенных вод в скважине, включающий перфорацию водонасыщенной зоны пласта ниже водонефтяного контакта (ВНК), форсированный отбор воды из вскрытого пласта до появления нефти в добываемой продукции – образования нефтяного конуса, а также изоляцию перфорированного интервала водонасыщенной зоны и последующую перфорацию нефтенасыщенной части пласта выше ВНК, дальнейший отбор нефти до повышения ее обводненности - размыва нефтяного конуса, при достижении постоянного уровня обводненности нефти при размыве нефтяного конуса скважину останавливают, из нее удаляют насосное оборудование и определяют новый уровень ВНК, далее изолируют существующую перфорацию нефтенасыщенной части пласта, затем производят щадящую перфорацию интервала водонасыщенной зоны пласта ниже нового уровня ВНК и производят форсированный отбор воды до появления нефти в добываемой продукции - образования нефтяного конуса, после чего осуществляют изоляцию вновь перфорированного интервала водонасыщенной зоны и перфорацию нефтенасыщенной части пласта выше нового уровня ВНК и производят повторный отбор нефти до повышения ее обводненности выше критического уровня - размыва нефтяного конуса, далее этапы повторяют на новом уровне ВНК (см. патент РФ № 2606266, МПК Е21В 43/12, Е21В 43/32, опуб. 10.01.2017, бюл. № 1).

Недостатками известного способа являются увеличение обводненности скважины в процессе добычи и увеличение простоев скважины при повторной изоляции конуса подошвенных вод.

Известен способ изоляции конуса подошвенных вод в скважине, включающий спуск в скважину колонны труб, подачу технологической жидкости через колонну труб для осуществления промывки забоя скважины, подъем колонны труб, спуск в скважину колонны труб с пакером до обводнившегося интервала пласта, закачивание водоизоляционной композиции на микроцементной основе с продавкой ее в обводнившую часть продуктивного пласта для создания водоизоляционного экрана и закрепления коллектора; затем в скважине устанавливается микроцементный стакан и колонна труб извлекается на дневную поверхность; скважину оставляют на ожидание затвердевания микроцемента, в дальнейшем скважину реперфорируют, осваивают и выводят на режим (патент РФ № 2726668, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/13, опуб. 15.07.2020, бюл. № 20), который принят за прототип.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность изоляции конуса подошвенных вод в связи с возможностью фильтрации воды за периферийной частью цементного стакана.

Технической задачей заявленного изобретения является повышение эффективности изоляции подошвенных вод от зоны перфорации.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе изоляции конуса подошвенных вод пластов, залегающих на малых глубинах, характеризующемся тем, что поднимают колонну труб с насосом, спускают аппаратуру для определения зоны конуса подошвенных вод, далее проводят изоляцию интервала перфорации, расположенной в зоне продуктивного пласта, а затем осуществляют промывку скважины технологической жидкостью, после чего в нижней части скважины, расположенной ниже зоны продуктивного пласта и выше водонефтяного контакта выполняют нижний интервал перфорации, далее спускают в скважину колонну труб с пакером с расположением низа указанной колонны в нижней части продуктивного пласта и выше водонефтяного контакта, при этом пакер располагают ниже интервала перфорации, расположенной в зоне продуктивного пласта, и проводят гидравлический разрыв пласта в зоне нижнего интервала перфорации с раскрытием трещин на глубину, превышающую максимальный диаметр конуса подошвенных вод, далее в пласт закачивают цементный раствор через нижний интервал перфорации с обеспечением перекрытия раскрывшихся трещин, после чего колонну с пакером поднимают и оставляют скважину на ожидание затвердевания цементного раствора, затем осуществляют реперфорацию интервала перфорации, в зоне продуктивного пласта.

Предлагаемый способ изоляции конуса подошвенных вод пластов, залегающих на малых глубинах поясняется чертежом.

На фиг. 1 показана схема расположения скважины с указанием конуса подошвенных вод;

На фиг. 2 — схема скважины с указанием зоны изоляции забоя от конуса подошвенных вод.

Добывающая скважина 1 (фиг. 1) пробурена с расположением забоя 2 выше водонефтяного контакта 3. Интервал перфорации 4 расположен в зоне продуктивного пласта 5, выше водонефтяного контакта 3.

В процессе подъема пластовой среды по колонне труб 6, например, НКТ, погружным насосом 7, в пласте 5, в зоне интервала перфорации 4, пластовое давление снижается. Под действием создавшегося перепада давления в процессе длительной добычи нефти вода, находящаяся ниже водонефтяного контакта, постепенно поднимается вверх, образуя конус 8 подошвенных вод. Далее повышается содержание воды в поднимаемой насосом 7 пластовой жидкости.

С целью изоляции зоны конуса 8 подошвенных вод колонна труб 6 с насосом 7 поднимается. В скважину 1 спускают аппаратуру (на фиг. не показана) для определения зоны конуса 8 подошвенных вод. Далее проводят изоляцию интервала перфорации 4 (фиг. 2), а затем осуществляют промывку скважины 1 технологической жидкостью.

Следующим этапом в нижней части скважины 1, расположенной в нижней зоне продуктивного пласта 5 выше водонефтяного контакта, выполняется нижний интервал перфорации 9.

Далее в скважину 1 спускается колонна труб 10 с расположением низа колонны 10 в нижней части продуктивного пласта 5 выше водонефтяного контакта 3 с пакером 11, расположенным ниже интервала перфорации 4. Проводится гидравлический разрыв пласта 5 в зоне нижнего интервала перфорации 9 с раскрытием трещин на глубину, превышающую максимальный диаметр конуса 8 подошвенных вод. Для скважин малых глубин вертикальная составляющая напряжений меньше горизонтальных. При гидравлическом разрыве пласта диаметр трещин в данном случае превышает диаметр конуса подошвенных вод не менее чем в два раза. Далее через нижний интервал перфорации 9 в пласт 5 закачивается цементный раствор. Объем закачиваемого цементного раствора определяется высотой зоны перфорации 9 и максимальным диаметром раскрытия трещин. При этом высота зоны изоляции 12 больше высоты интервала перфорации 9.

Далее колонна труб 10 с пакером 11 поднимается вверх. Скважину оставляют на ожидание затвердевания цементного раствора. В дальнейшем интервал перфорации реперфорируют, скважину осваивают и выводят на режим.

Проведение гидравлического разрыва нижней части продуктивного пласта 5 с раскрытием трещин на глубину, значительно превышающую максимальный диаметр конуса 8 подошвенных вод и с дальнейшей закачкой цементного раствора в раскрытые трещины обеспечивает полную изоляцию подошвенных вод от интервала перфорации 4. При возобновлении добычи нефти практически исключается образование конуса подошвенных вод.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для ограничения и ликвидации притока подошвенных вод пластов, залегающих на малых глубинах. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции подошвенных вод от зоны перфорации. Заявлен способ изоляции конуса подошвенных вод пластов, залегающих на малых глубинах, включающий подъем колонны труб с насосом, спуск в скважину аппаратуры для определения зоны конуса подошвенных вод и изоляцию интервала перфорации в зоне продуктивного пласта. Далее осуществляют промывку скважины. Выполняют нижний интервал перфорации скважины в нижней части скважины и спускают в скважину колонну труб с пакером. При этом пакер располагают ниже интервала перфорации, расположенной в зоне продуктивного пласта. Проводят гидравлический разрыв пласта в зоне нижнего интервала перфорации с раскрытием трещин на глубину, превышающую максимальный диаметр конуса подошвенных вод. Далее в пласт закачивают цементный раствор. После чего колонну с пакером поднимают и оставляют скважину на ожидание затвердевания цементного раствора. Затем осуществляют реперфорацию интервала перфорации в зоне продуктивного пласта. 2 ил.

Способ изоляции конуса подошвенных вод пластов, залегающих на малых глубинах, характеризующийся тем, что поднимают колонну труб с насосом, спускают аппаратуру для определения зоны конуса подошвенных вод, далее проводят изоляцию интервала перфорации, расположенной в зоне продуктивного пласта, а затем осуществляют промывку скважины технологической жидкостью, после чего в нижней части скважины, расположенной ниже зоны продуктивного пласта и выше водонефтяного контакта, выполняют нижний интервал перфорации, далее спускают в скважину колонну труб с пакером с расположением низа указанной колонны в нижней части продуктивного пласта и выше водонефтяного контакта, при этом пакер располагают ниже интервала перфорации, расположенной в зоне продуктивного пласта, и проводят гидравлический разрыв пласта в зоне нижнего интервала перфорации с раскрытием трещин на глубину, превышающую максимальный диаметр конуса подошвенных вод, далее в пласт закачивают цементный раствор через нижний интервал перфорации с обеспечением перекрытия раскрывшихся трещин, после чего колонну с пакером поднимают и оставляют скважину на ожидание затвердевания цементного раствора, затем осуществляют реперфорацию интервала перфорации, в зоне продуктивного пласта.