Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ИЛИ НАКЛОННЫХ СТВОЛАХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ИЛИ НАКЛОННЫХ СТВОЛАХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ИЛИ НАКЛОННЫХ СТВОЛАХ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: в нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин. Сущность изобретения: в интервал водопритока в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин закачивают гелеобразующий раствор полиакриламида и кислоты. Гелеобразующий раствор полиакриламида и раствор кислоты продавливают в пласт водой повышенной плотности. Операции начинают от дальнего конца интервала водопритока и повторяют по мере продвижения вдоль интервала водопритока. Проводят технологическую выдержку для образования геля. Промывают скважину углеводородной жидкостью от дальнего конца скважины. Перед проведением изоляции водопритоков заполняют дальний продуктивный интервал скважины кислотой. Проводят технологическую выдержку в режиме ванны и продавливают кислоту в пласт. 1 з.п.ф-лы.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

   С помощью Яндекс:  

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2101484
Класс(ы) патента: E21B43/27
Номер заявки: 97108209/03
Дата подачи заявки: 16.05.1997
Дата публикации: 10.01.1998
Заявитель(и): Закрытое акционерное общество "Нефтетехсервис"
Автор(ы): Богомольный Е.И.; Насыров А.М.; Гуляев Б.К.; Ефремов В.Ф.; Малюгин В.М.; Просвирин А.А.
Патентообладатель(и): Закрытое акционерное общество "Нефтетехсервис"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в призабойную зону раствора кислоты [1]
Известный способ обладает невысокой эффективностью обработки.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку раствора кислоты с полиакриламидом [2]
Известный способ недостаточно эффективен. При обработке призабойной зоны в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин не удается обработать весь необходимый интервал и провести качественную изоляцию водопритоков.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин.
Задача решается тем, что в способе изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин, включающем закачку в призабойную зону раствора полиакриламида и кислоты, согласно изобретению, в качестве раствора полиакриламида используют гелеобразующий раствор полиакриламида, объемы закачки гелеобразующего раствора полиакриламида и растворы кислоты продавливают в пласт водой повышенной плотности, операции начинают от дальнего конца интервала водопритока и повторяют по мере продвижения вдоль интервала водопритока, проводят технологическую выдержку для образования геля, промывают скважину углеводородной жидкостью от дальнего конца скважины. Перед проведением изоляции водопритоков заполняют дальний продуктивный интервал скважины кислотой, проводят технологическую выдержку в режиме ванны и продавливают кислоту в пласт.
При изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин возникают трудности обработки значительных по длине обводнившихся интервалов. Традиционные подходы к решению данной проблемы дают весьма невысокий результат по изоляции водопритоков. В результате обводненность нефти в горизонтальных скважинах резко снижается при сохранении общей высокой продуктивности добывающих скважин. В предложенном изобретении решается задача качественной изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин. Задача решается следующей совокупностью операций.
Перед проведением операций весьма полезно заполнить дальний продуктивный интервал скважины кислотой, провести технологическую выдержку в режиме ванны и продавить кислоту в пласт. Таким образом увеличивают проницаемость призабойной зоны продуктивных интервалов. В дальнейшем переходят к изоляции водопритоков, расположенных в срединной зоне горизонтальных или наклонных стволов добывающих скважин. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб, располагая перо у дальнего конца источника водопритока. Проводят закачку с продавкой в пласт гелеобразующего раствора полиакриламида с отвердителем. Продавку в пласт осуществляют водой повышенной плотности. Затем проводят закачку с продавкой в пласт раствора кислоты. Продавку в пласт раствора кислоты также осуществляют водой повышенной плотности. Как правило, давление продавки раствора кислоты меньше давления продавки гелеобразующего раствора полиакриламида. Однако постепенно оно повышается. Операции закачки с продавкой в пласт гелеобразующего раствора полиакриламида и раствора кислоты повторяют до повышения давления продавки кислоты до давления продавки гелеобразующего раствора полиакриламида. После этого считают, что обрабатываемый участок обводненного интервала пласта насыщен гелеобразующим раствором полиакриламида. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и повторяют операции. Затем опять поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и вновь повторяют операции, добиваясь изоляции всего интервала водопритоков. Проводят технологическую выдержку для схватывания и отверждения геля полиакриламида в пласте. Спускают колонну насосно-компрессорных труб до конца скважины и промывают скважину углеводородной жидкостью от остатков растворов. Затем поднимают колонну насосно-компрессорных труб на необходимую по условиям эксплуатации скважины высоту и запускают скважину в эксплуатацию.
В качестве гелеобразующего раствора полиакриламида используют 0,5-0,7% -ный водный раствор полиакриламида с отвердителем хромкалиевыми квасцами. В качестве раствора кислоты используют 10-15%-ный раствор соляной кислоты или ее смесь с плавиковой кислотой. Для продавки в пласт используют воду повышенной плотности, например, солевые растворы. Плотность воды определяется глубиной скважины, пластовым давлением и т.п. Водой повышенной плотности удается продавить растворы глубже в пласт при том же давлении на устье скважины. Технологическую выдержку проводят в течение времени, достаточного для образования геля, как правило, в течение 10-12 ч. Объемы закачки гелеобразующего раствора полиакриламида и раствора кислоты назначают как (4-6):1 соответственно.
Пример 1. Проводят обработку нефтедобывающей скважины с глубиной вертикального и наклонного участка 940 м и длиной горизонтального ствола 270 м. В интервале 80-120 м горизонтального ствола обнаружен водоприток, подлежащий изоляции. В интервале 20-60 м, 183-203 м имеются продуктивные интервалы с притоком нефти, далее имеются продуктивные пропластки с притоками нефти. Таким образом, интервал водопритока находится между продуктивными нефтяными интервалами. Отсечение интервала водопритока повлечет за собой потерю дебита от дальних продуктивных интервалов. Поэтому принято решение об изоляции интервала водопритока.
Заполняют скважину солевым водным раствором плотностью 1,17 г/см3. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб, располагая перо у дальнего конца источника водопритока, то есть на отметку 120 м. Проводят закачку с продавкой в пласт 15 м3 0,6%-ного водного гелеобразующего раствора полиакриламида с отвердителем в количестве 4,5 кг. Продавку в пласт осуществляют 15 м3 воды плотность 1,17 г/см3. Затем проводят закачку с продавкой в пласт 3 м 12%-ного раствора соляной кислоты. Продавку в пласт раствора кислоты осуществляют 8 м3 воды плотностью 1,17 м3. Давление продавки раствора кислоты 8-10 МПа на устье, давление продавки гелеобразующего раствора полиакриламида до 15 МПа. Проводят еще 1 цикл закачек реагентов с продавками, при этом происходит повышение давления продавки кислоты практически до давления продавки гелеобразующего раствора полиакриламида. После каждого этапа обработки поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и повторяют операции, добиваясь изоляции всего интервала водопритоков длиной 40 м. Проводят технологическую выдержку для схватывания и отверждения геля полиакриламида в пласте в течение 12 ч. Спускают колонну насосно-компрессорных труб до конца скважины и промывают скважину нефтью от остатков растворов. Затем поднимают колонну насосно-компрессорных труб на необходимую по условиям эксплуатации скважины высоту и запускают скважину в эксплуатацию.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Перед проведением изоляционных работ заполняют дальний продуктивный интервал горизонтального ствола скважины 183-203 м и 12%-ным раствором соляной кислоты, проводят технологическую выдержку в режиме ванны в течение 12 ч и продавливают кислоту в пласт водой плотностью 1,17 г/см3.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин.
Формула изобретения: 1. Способ изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора полиакриламида и кислоты, отличающийся тем, что в качестве раствора полиакриламида используют гелеобразующий раствор полиакриламида, объемы закачки гелеобразующего раствора полиакриламида и раствора кислоты продавливают в пласт водой повышенной плотности, операции начинают от дальнего конца интервала водопритока и повторяют по мере продвижения вдоль интервала водопритока, проводят технологическую выдержку для образования геля, промывают скважину углеводородной жидкостью от дальнего конца скважины.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перед проведением изоляции водопритоков заполняют дальний продуктивный интервал скважины кислотой, проводят технологическую выдержку в режиме ванны и продавливают кислоту в пласт.