RU2580532C2 - Способ изоляции притока пластовых вод в скважине - Google Patents
Способ изоляции притока пластовых вод в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2580532C2 RU2580532C2 RU2014136152/03A RU2014136152A RU2580532C2 RU 2580532 C2 RU2580532 C2 RU 2580532C2 RU 2014136152/03 A RU2014136152/03 A RU 2014136152/03A RU 2014136152 A RU2014136152 A RU 2014136152A RU 2580532 C2 RU2580532 C2 RU 2580532C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- water
- radius
- formation
- influx
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Hydraulic Turbines (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водяным конусом. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водным конусом, характеризуется тем, что осуществляют бурение из основного ствола остановленной скважины в обводнившуюся часть продуктивного пласта радиальных ответвлений по радиусу ниже интервала перфорации скважины. Закачивают в указанные радиальные ответвления водоизоляционную композицию с созданием водоизоляционного экрана по радиусу основного ствола скважины. Оставляют скважину на период реагирования закачанной композиции под давлением и осуществляют последующий вызов притока через существующие перфорационные отверстия интервала перфорации. Техническим результатом является увеличение радиуса и площади водоизоляционного экрана и отсрочка времени обводнения скважины. 6 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водяным конусом.
На завершающей стадии разработки нефтяных и газовых скважин по мере снижения пластового давления в нефтегазоносную часть залежи начинает подтягиваться пластовая вода. Первоначально к забою скважины пластовая вода начинает подтягиваться в виде водяного конуса, постепенно скапливаясь на забое и медленно поднимаясь по стволу, перекрывая интервал перфорации, не давая нефти и газу поступать из скважины на поверхность. Скважина обводняется и добыча из нее прекращается. При остановке скважины уровень жидкости в стволе скважины несколько снижается, так как пластовая вода через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонны частично возвращается в продуктивный, еще полностью не обводнившийся, пласт. Скважина даже сможет вновь заработать, то есть из нее будет некоторое время вновь поступать на поверхность нефть или газ, но потом вновь добыча из нее прекратится. Для восстановления добычи из скважины необходимо проводить водоизоляционные работы [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / Амиров А.Д. и др. - М.: Недра, 1979. - С. 238-241], например закачивать через вновь образованные перфорационные отверстия водоизолирующие композиции с созданием водоизоляционного экрана, но так как радиус этого экрана не велик, обычно он составляет около 1,5 радиуса скважины.
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 образования водоизоляционного экрана, за пределами которого пластовая вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, а также неизбежное загрязнение газопроявляющей части пласта из-за попадания в нее тампонажного материла при проведении водоизоляционных работ.
Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Патент РФ №2127807, МПК 6 E21B 43/32,33/13, опубл. 1999].
Недостатком этого способа является недостаточный радиус образования водоизоляционного экрана, за пределами которого пластовая вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, а также неизбежное загрязнение газопроявляющей части пласта из-за попадания в нее тампонажного материла при проведении водоизоляционных работ.
Наиболее близким техническим решением является способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора через гибкую трубу (ГТ) колтюбинговой установки [Патент РФ №2244115, МПК 7 E21B 43/32, 33/13, опубл. 2005].
Недостатком этого способа является недостаточный радиус образования водоизоляционного экрана, за пределами которого пластовая вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, а также возможное, пусть и в меньшей степени, загрязнение газоносной части пласта цементным раствором с уменьшением газонасыщенной толщины пласта.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности изоляции притока пластовых вод в скважине с сохранением газонасыщенной толщины пласта.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в увеличении радиуса и площади водоизоляционного экрана и отсрочки времени обводнения скважины.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водяным конусом, включает бурение из основного ствола в обводнившуюся часть продуктивного пласта радиальных ответвлений по радиусу, закачивание в эти ответвления водоизоляционной композиции с созданием водоизоляционного экрана по радиусу и оставлением скважины на реагирование под давлением.
На фиг. 1-5 представлены схемы реализации способа изоляции притока пластовых вод, на фиг. 6 - схема скважины с радиальными ответвлениями.
Способ осуществляют следующим образом.
Скважину, обводняемую подтягиваемым к забою 1 водяным конусом 2, в которой уровень 3 жидкости перекрыл верхние отверстия интервала перфорации 4 и нижнюю часть лифтовой колонны 5 останавливают. Прекращение добычи нефти и газа из скважины стабилизирует приток пластовой воды к забою 1 и даже снижает уровень жидкости 3, находящейся в эксплуатационной колонне 6 основного ствола скважины за счет возвращения части пластовой воды через перфорационные отверстия интервала перфорации 4 в необводнившуюся часть 7 (фиг. 2) продуктивного пласта 8 за пределами скважины.
При стабилизации уровня жидкости в скважине из эксплуатационной колонны 6 основного ствола извлекают лифтовую колонну 5. Вместо нее на колонне бурильных труб (БТ) 9 спускают направляющую компоновку 10 со сквозным каналом 11 и выходным отверстием 12 в комплекте с якорно-пакерующим устройством 13 (фиг. 2). Якорно-пакерующее устройство 13 позволяет установить, закрепить и загерметизировать направляющую компоновку 10 в эксплуатационной колонне 6, а направляющая компоновка 10 обеспечивает ориентацию спускаемого оборудования в одном из направлений продуктивного пласта 8. Спуск направляющей компоновки 10 осуществляют в обводнившуюся часть 14 продуктивного пласта 8 ниже существующего интервала перфорации 4 или ниже стабилизирующегося уровня 3 пластовых вод.
После этого из скважины извлекают колонну бурильных труб 9 с оставлением в эксплуатационной колонне 6 направляющей компоновки 10. В направляющую компоновку 10 спускают на гибкой трубе (ГТ) 15 посредством переводного рукава высокого давления 16 гидромониторную насадку 17 до выходного отверстия 12 сквозного отверстия 11 направляющей компоновки 10 (фиг. 3). Струями песчано-жидкостной смеси (ПЖС) 18, состоящей из песка и раствора на углеводородной основе (РУО), например нефти, прорезают в стенке эксплуатационной колонны 6 отверстие 19.
После прорезания в стенке эксплуатационной колонны 6 отверстия 19 ПЖС 18 заменяют на РУО 20, струями РУО 20 под высоким давлением размывают цементный камень 21 за эксплуатационной колонной 6 и последующим перемещением гидромониторной насадки 17 в радиальном направлении размывают горную породу продуктивного пласта 8 с образованием радиального ответвления 22 (фиг. 4).
После образования первого радиального ответвления 22 из скважины извлекают ГТ 15 с рукавом высокого давления 16 и гидромониторной насадкой 17, проводят поворот направляющей компоновки 10 в той же плоскости на 45 градусов и проводят аналогичные операции по проводке следующего радиального ответвления, далее аналогичные операции по проводке последующих радиальных ответвлений проводят после поворота направляющей компоновки на следующие 45 градусов. Оптимальным количеством радиальных ответвлений считается восемь, что обеспечивает практически полный охват прискважинной зоны пласта, хотя в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны 6 и длины радиальных ответвлений 22 их может быть и больше.
После проводки всех запланированных радиальных ответвлений 22 через них осуществляют закачивание первоначально РУО 20, а затем - водоизоляционной композиции (ВИК) 23 (фиг. 3) с созданием водоизоляционного экрана 24 по радиусу, обеспечивающего пространственный и долговременный барьер на пути движения водяного конуса 2.
В качестве водоизоляционной композиции (гидрофобизирующей) 23 можно использовать ЭТС-40 этилсиликат - кремнийорганическое соединение, содержащее каталитические добавки органохлорсиланов: тетраэтоксисилана и соляной кислоты (HCl). При гидролизе этилсиликата образуется гель, и продукт гидролиза закупоривает породу. Состав обладает высокой водоизолирующей способностью и избирательным воздействием на нефтеводонасыщенные пласты.
В качестве водоизоляционной композиции (ВИК) 23 можно использовать также и ГКЖ - продукт гидролиза органотрихлорсиланов с последующим растворением продуктов гидролиза в водном или водоспиртовом растворе щелочи (едкого натрия).
Данные составы могут использоваться в широком интервале пластовых температур от нуля до 200°C независимо от степени минерализации пластовых вод. Температура замерзания - ниже минус 40°C.
В заключение водоизоляционных работ скважину оставляют на период реагирования закачанных составов под давлением с последующим вызовом притока через существующий интервал перфорации 4. При необходимости интенсификации притока возможно проведение повторной перфорации или работ по кислотной обработке.
Предлагаемый способ изоляции притока пластовых вод в скважинах позволяет увеличить радиус и площадь водоизоляционного экрана и увеличить безводный период эксплуатации скважины, отсрочив неизбежное обводнение скважины. При этом снизить степень загрязнения газонасыщенной части пласта и обеспечить более качественное тампонирование водонасыщенной части продуктивного пласта, сохранить газонасыщенную толщину продуктивного пласта.
Claims (1)
- Способ изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к забою водным конусом, характеризующийся тем, что осуществляют бурение из основного ствола остановленной скважины в обводнившуюся часть продуктивного пласта радиальных ответвлений по радиусу ниже интервала перфорации скважины, закачивание в указанные радиальные ответвления водоизоляционной композиции с созданием водоизоляционного экрана по радиусу основного ствола скважины, оставление скважины на период реагирования закачанной композиции под давлением и последующий вызов притока через существующие перфорационные отверстия интервала перфорации.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014136152/03A RU2580532C2 (ru) | 2014-09-04 | 2014-09-04 | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014136152/03A RU2580532C2 (ru) | 2014-09-04 | 2014-09-04 | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014136152A RU2014136152A (ru) | 2016-03-27 |
RU2580532C2 true RU2580532C2 (ru) | 2016-04-10 |
Family
ID=55638552
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014136152/03A RU2580532C2 (ru) | 2014-09-04 | 2014-09-04 | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2580532C2 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107217987A (zh) * | 2017-05-27 | 2017-09-29 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 煤矿水患治理井钻井方法 |
WO2023170388A1 (en) * | 2022-03-08 | 2023-09-14 | Hypertunnel Ip Limited | Method and system of building an underground structure |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2076923C1 (ru) * | 1994-11-22 | 1997-04-10 | Алексей Егорович Пережилов | Способ формирования тампонажной завесы в обводненных горных породах |
RU2245439C1 (ru) * | 2003-04-30 | 2005-01-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Способ строительства скважины для эксплуатации продуктивного пласта нефтяного или газового месторождения |
RU2286447C2 (ru) * | 2004-12-27 | 2006-10-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин |
RU2292453C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки месторождения углеводородов |
WO2009091909A2 (en) * | 2008-01-18 | 2009-07-23 | M-I L.L.C. | Degradable non-aqueous gel systems |
RU2465434C1 (ru) * | 2011-06-29 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ восстановления обводненной газовой скважины со смятой эксплуатационной колонной в продуктивном интервале |
-
2014
- 2014-09-04 RU RU2014136152/03A patent/RU2580532C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2076923C1 (ru) * | 1994-11-22 | 1997-04-10 | Алексей Егорович Пережилов | Способ формирования тампонажной завесы в обводненных горных породах |
RU2245439C1 (ru) * | 2003-04-30 | 2005-01-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Способ строительства скважины для эксплуатации продуктивного пласта нефтяного или газового месторождения |
RU2286447C2 (ru) * | 2004-12-27 | 2006-10-27 | ОАО НПО "Буровая техника" | Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин |
RU2292453C2 (ru) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Способ разработки месторождения углеводородов |
WO2009091909A2 (en) * | 2008-01-18 | 2009-07-23 | M-I L.L.C. | Degradable non-aqueous gel systems |
RU2465434C1 (ru) * | 2011-06-29 | 2012-10-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ восстановления обводненной газовой скважины со смятой эксплуатационной колонной в продуктивном интервале |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107217987A (zh) * | 2017-05-27 | 2017-09-29 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 煤矿水患治理井钻井方法 |
WO2023170388A1 (en) * | 2022-03-08 | 2023-09-14 | Hypertunnel Ip Limited | Method and system of building an underground structure |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2014136152A (ru) | 2016-03-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105298463A (zh) | 天然气水合物大井眼多分支径向水平井完井方法 | |
RU2016141469A (ru) | Образование многоствольных скважин | |
CN104790873A (zh) | 松软岩土层射流导向成孔-扩孔-防塌孔一体化钻进方法 | |
RU2485296C1 (ru) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом | |
RU2570157C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной | |
RU2410514C1 (ru) | Способ строительства скважины | |
RU2580532C2 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине | |
RU2578095C1 (ru) | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины | |
CN105756591A (zh) | 煤层气井完井方法 | |
RU2320854C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2427703C1 (ru) | Способ строительства скважин многопластового нефтяного месторождения | |
RU2524800C1 (ru) | Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами | |
RU2651829C1 (ru) | Способ предупреждения языкообразования подошвенных вод в горизонтальной скважине малой протяженности | |
RU2494247C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
RU2631512C1 (ru) | Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах | |
RU2543005C1 (ru) | Способ восстановления обводненной скважины | |
RU2170340C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2612413C1 (ru) | Способ обработки ствола скважины | |
RU2378493C1 (ru) | Способ расконсервации нефтегазовой скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород | |
RU2488692C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине | |
RU2191886C2 (ru) | Способ изоляции водопроявляющих пластов | |
RU2012141519A (ru) | Способ организации вертикально-латерального заводнения | |
RU2524089C1 (ru) | Способ строительства нефтедобывающей скважины | |
RU2468186C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине | |
RU2661935C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
HZ9A | Changing address for correspondence with an applicant | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170905 |