RU2809475C1 - Способ изоляции конуса подошвенных вод пластов, залегающих на малых глубинах - Google Patents
Способ изоляции конуса подошвенных вод пластов, залегающих на малых глубинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2809475C1 RU2809475C1 RU2023107637A RU2023107637A RU2809475C1 RU 2809475 C1 RU2809475 C1 RU 2809475C1 RU 2023107637 A RU2023107637 A RU 2023107637A RU 2023107637 A RU2023107637 A RU 2023107637A RU 2809475 C1 RU2809475 C1 RU 2809475C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- zone
- formation
- bottom water
- perforation interval
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 48
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 46
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 4
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 6
- 239000003643 water by type Substances 0.000 abstract description 4
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
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.
Description
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.
Claims (1)
- 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.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2809475C1 true RU2809475C1 (ru) | 2023-12-12 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4662449A (en) * | 1986-01-06 | 1987-05-05 | Texaco Inc. | Method for controlling bottom water coning in a producing oil well |
| CN101397896A (zh) * | 2007-09-30 | 2009-04-01 | 台湾中油股份有限公司 | 利用倾置水泥配合注气加压封闭气井出水区段的堵水方法 |
| RU2606266C1 (ru) * | 2015-07-02 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество Научно-производственное предприятие Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин (ПАО НПП "ВНИИГИС") | Способ безводной добычи нефти с помощью технологии нефтяного конуса |
| RU2613382C1 (ru) * | 2016-04-14 | 2017-03-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине |
| RU2655490C2 (ru) * | 2016-11-08 | 2018-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ отсечения конуса подошвенной воды |
| RU2726668C1 (ru) * | 2020-01-28 | 2020-07-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные технологии эффективных образовательных систем" | Способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4662449A (en) * | 1986-01-06 | 1987-05-05 | Texaco Inc. | Method for controlling bottom water coning in a producing oil well |
| CN101397896A (zh) * | 2007-09-30 | 2009-04-01 | 台湾中油股份有限公司 | 利用倾置水泥配合注气加压封闭气井出水区段的堵水方法 |
| RU2606266C1 (ru) * | 2015-07-02 | 2017-01-10 | Публичное акционерное общество Научно-производственное предприятие Научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин (ПАО НПП "ВНИИГИС") | Способ безводной добычи нефти с помощью технологии нефтяного конуса |
| RU2613382C1 (ru) * | 2016-04-14 | 2017-03-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине |
| RU2655490C2 (ru) * | 2016-11-08 | 2018-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ отсечения конуса подошвенной воды |
| RU2726668C1 (ru) * | 2020-01-28 | 2020-07-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные технологии эффективных образовательных систем" | Способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2612060C1 (ru) | Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений | |
| US4019576A (en) | Oil recovery from an oil-water well | |
| RU2809475C1 (ru) | Способ изоляции конуса подошвенных вод пластов, залегающих на малых глубинах | |
| RU2509884C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2616052C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов | |
| RU2418162C1 (ru) | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти | |
| RU2524800C1 (ru) | Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами | |
| RU2228433C2 (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
| RU2510456C2 (ru) | Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2732742C1 (ru) | Способ разработки водонефтяного пласта | |
| RU2730163C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяной скважины с подошвенной водой | |
| RU2772069C1 (ru) | Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины | |
| RU2661935C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь | |
| RU2463443C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2225938C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяной добывающей скважины | |
| RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной | |
| RU2776018C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающей скважине из нижележащего водоносного горизонта | |
| RU2769027C1 (ru) | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) | |
| RU2164590C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2421606C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи | |
| RU2775120C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в пласте с подошвенной водой | |
| RU2794105C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в газовых скважинах с субгоризонтальным окончанием ствола | |
| SU1627673A1 (ru) | Способ разработки нефт ной залежи |