WO2023277727A1 - Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины - Google Patents

Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины Download PDF

Info

Publication number
WO2023277727A1
WO2023277727A1 PCT/RU2022/000175 RU2022000175W WO2023277727A1 WO 2023277727 A1 WO2023277727 A1 WO 2023277727A1 RU 2022000175 W RU2022000175 W RU 2022000175W WO 2023277727 A1 WO2023277727 A1 WO 2023277727A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
well
water
volume
formation
insulating composition
Prior art date
Application number
PCT/RU2022/000175
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Юрий Анатольевич ДЕРГУНОВ
Original Assignee
Юрий Анатольевич ДЕРГУНОВ
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from RU2021118874A external-priority patent/RU2772069C1/ru
Application filed by Юрий Анатольевич ДЕРГУНОВ filed Critical Юрий Анатольевич ДЕРГУНОВ
Publication of WO2023277727A1 publication Critical patent/WO2023277727A1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation

Definitions

  • the invention relates to the oil industry, in particular to a method for carrying out water-proofing work in a well during the development of an oil deposit underlain by water, namely, to isolating the formation water inflow in a well flooded by a water cut cone pulled up to the perforation zone.
  • bottom water begins to rise to the wellbore in the form of a water cone, and through the perforations of the perforation interval, it begins to rise along the wellbore, blocking the perforation interval, preventing oil from flowing from the well to the surface.
  • the well is flooded and oil production from it stops.
  • a known method of isolating the inflow of formation waters including pumping cement slurry under pressure into the water-producing part of the formation and holding the well for the time of setting of the cement slurry (Handbook for current and overhaul of wells, A.D. Amirov et al., M: Nedra, 1979, pp. 238-241).
  • the disadvantage of this method is the insufficient radius of the waterproofing screen, beyond which the bottom water will bypass the waterproofing screen and the watering of the well will continue.
  • a known method of isolating the inflow of plantar waters including pumping cement slurry under pressure into the water-producing part of the formation and holding the well for the time of setting of the cement slurry (patent RU 2127807, IPC E21B 43/32; E21B 33/13, publ. 20.03.1999).
  • the disadvantage of this method is the insufficient radius of the waterproofing screen, beyond which the bottom water will bypass the waterproofing screen and the watering of the well will continue.
  • the method includes drilling the field with production wells crossing a reservoir consisting of a water-saturated zone separated by an impermeable natural interlayer with an oil-saturated zone, running a casing with subsequent perforation of the formation, study of its oil and water saturation and intervals of their occurrence, dimensions of the impermeable natural interlayer, creation of a screen from an insulating composition separating the water-saturated zone of the formation from the oil-saturated zone, cutting out a part of the casing string, expanding the wellbore in this interval, filling the extended interval of the wellbore with insulating composition, drilling out the insulating composition after curing the insulating composition.
  • a method is known (patent RU 2586120, IPC E21V 43/32; E21V 33/138, publ. 06/10/2016), containing the steps in which: an insulating composition is prepared in a volume exceeding the internal volume of the well from the bottom to the upper boundary of the perforation interval.
  • a string of casting pipes is lowered into the well.
  • the insulating composition is poured into the well at least up to the upper boundary of the perforation interval with displacement into the formation.
  • the casting pipe string is removed from the well. Leave the sealant to cure.
  • drilling out the insulating composition and perform the opening of the formation by sparing perforation of the well in the roofing part of the formation.
  • the volume of the insulating composition is determined by the above mathematical expression.
  • the closest technical solution to the claimed invention is a method of isolating water in the bottomhole zone of a production well (patent RU 2326229, IPC E21V 33/13, publ. layer (water-bearing part of the fractured space), the waterproofing material is placed in the annular space of the bottomhole zone of the well, limited by equipotentials.
  • the disadvantage of this method is the difficulty in determining the volume of waterproofing material.
  • the objective of the invention is to increase the efficiency of the method of isolating water in the bottomhole zone of oil producing wells, reducing the complexity and duration of its implementation.
  • the problem is solved using the method of isolating water in the bottomhole zone of a production well with hydraulic fractures.
  • formation including pouring the insulating composition into the well with a preliminary determination of the volume of the insulating composition and pushing it into the formation, while choosing a well watered solely due to the formation of a water cut cone, determining the required volume of the insulating composition U 0 bs. according to the general formula ⁇ Y 1 + Y general.'Tr.5 where V is the volume of the well from the lower edge of the perforation to the bottom of the well,
  • Vtot tr is the volume of the aquifer of the fractured space
  • the hydrostatic pressure of the column of the insulating composition and the hydrostatic pressure of the displacement fluid exceeds the formation pressure of no more than 5-10 kgf/cm .
  • the technical result of the invention is to increase the efficiency of the method of isolating water in the bottomhole zone of oil producing wells, reducing the complexity and duration of its implementation.
  • the most suitable wells for waterproofing works are selected, those that have cracks.
  • a proppant is injected into the fracture during hydraulic fracturing to prevent the fracture from closing and thus provide improved recovery of produced fluids such as oil, gas or water.
  • the proppant maintains the distance between the walls of the fracture, creating permeable channels in the formation.
  • the composition of the oil-bearing reservoir is estimated.
  • the depth of the deposited reservoir is studied (the depth of the bottom and top of the formation), then the thickness of the formation is determined.
  • the inclinometry data we determine the curvature of the wellbore and then the thickness of the formation along the wellbore.
  • the reservoir pressure level is determined.
  • Figure 1 shows schematically the location of the well in the oil reservoir, where: hi is the thickness of the oil reservoir;
  • the depth of the bottom hole, the diameter of the casing strings and the perforation interval are determined. These indicators are necessary in the future for carrying out calculations, when determining the volumes of the insulating composition and the squeezing fluid.
  • the bottomhole depth is used to determine the wellbore volume Vi from the bottom edge of the perforation to the bottomhole.
  • the largest rarefaction zone is located in the immediate vicinity of the wellbore. As you move away from the barrel, the level of vacuum decreases.
  • the rarefaction value is directly proportional to the drawdown value and inversely proportional to the distance from the bottomhole zone.
  • Figure 2 shows the change in the rarefaction value at a distance from the bottomhole zone, where:
  • fig.Z shows a top view of the wellbore, conditional fractures and the direction of fluid movement, where:
  • the volume of cracks from the sole 17 to the level of VNK 1 is filled with an insulating composition - for example, a weighted polymer solution.
  • an insulating composition any compositions known from the prior art are used, it is possible to use additional additives in the composition that improve the pushing of the insulating composition through the perforations of the perforation interval 2 in the well.
  • the polymer solution in a static position under the influence of elevated temperature, acquires pronounced viscous-viscous properties and creates an obstacle in the path of reservoir water.
  • the proposed method is carried out as follows:
  • the ratio of the power of the oil reservoir hi and the power of the water-bearing part of the formation From, shown in figure 1, is used to determine the volume of the insulating composition for the displacement of formation water, since in the interfractured space of the formation the level of WOC remains at the initial level.
  • the insulating composition with volume V i remains at the bottom of the well or is pumped out at the final stage of pumping after the squeezing fluid.
  • the displacement fluid increase the density by known methods.
  • the mode of pumping the solution into the well is calculated for each well individually. It should provide a gradual, without pressure surges, the flow of an insulating composition - a water-polymer solution to the bottom of the well 12, followed by flow into the fractured space
  • Formation water is gradually displaced into the wellbore, mixed with the displacement fluid.
  • the well After the completion of the introduction of the water-polymer solution and the displacement fluid, the well must stand for the solution to acquire the required state. The waiting time is determined depending on the selected polymer. While waiting, attachments are lowered into the well. After starting the submersible electric centrifugal pump (ESP), pumping out of the liquid begins, at the initial stage, the displacement liquid will be pumped out, then the formation water together with the displacement liquid and oil begins to be pulled up to the well.
  • ESP submersible electric centrifugal pump
  • the thickness of the oil reservoir hi is 10 m
  • the thickness of the water-bearing part of the reservoir bz is 3 m. Determine the percentage (x) of the water-bearing part of the reservoir from the total thickness of the oil reservoir:
  • the proposed method for isolating water in the bottomhole zone of a production well can be used in the oil industry, in particular, in methods for carrying out waterproofing work in a well during the development of an oil deposit underlain by water, namely, to isolate the influx of formation water in a well flooded with a water cut cone pulled up to the perforation zone .

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине при разработке нефтяной залежи, подстилаемой водой. Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины с трещинами гидравлического разрыва пласта ГРП включает заливку изолирующего состава в скважину с предварительным определением объема изолирующего состава и продавкой его в пласт. Выбирают скважину, обводненную исключительно за счет образования конуса обводненности. Определяют объем изолирующего состава Vобщ . по формуле Vобщ.=V1+Vобщ.тр., где V1 - объем скважины от нижнего края перфорации до забоя скважины, Vобщ.тр. - объем водоносной части трещинного пространства. Объем Vобщ.тр. рассчитывают по формуле Vобщ.тр.=Vпр.-hз/h1, где Vпр. - объем пропанта, закачанного при ГРП, м3, h1 - мощность нефтяного пласта, м, hз - мощность водоносной части пласта, м. Заливают изолирующий состав объема Vобщ. в выбранную скважину, закачивают в скважину продавочную жидкость для продавливания через отверстия перфорации скважины изолирующего состава, создавая избыточное гидростатическое давление столба продавочной жидкости.

Description

СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДЫ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ
Область техники
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине при разработке нефтяной залежи, подстилаемой водой, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к зоне перфорации конуса обводненности.
Предшествующий уровень техники
Из уровня техники известны различные способы проведения водоизоляционных работ в скважине, однако большинство из них являются трудоемкими.
При длительной стадии разработки нефтяных месторождений по мере снижения пластового давления в нефтенасыщенную часть залежи появляется конус обводнености. Первоначально к стволу скважины подошвенная вода начинает подтягиваться в виде водяного конуса, и через перфорационные отверстия интервала перфорации начнет подниматься по стволу, перекрывая интервал перфорации, не давая нефти поступать из скважины на поверхность. Скважина обводняется и добыча нефти из нее прекращается.
Достичь этого можно с помощью закачки через перфорационные 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, Ns5, стр. 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 (Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин, А.Д. Амиров и др., М: Недра, 1979, стр. 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 (патент RU 2127807, МПК Е21В 43/32; Е21В 33/13, опубл. 20.03.1999).
Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится.
Известны способы разработки обводненного нефтяного месторождения (патент RU 2509885, МПК Е21В 43/32, опубл. 20.03.2014), способ включает разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной зоны, разделенной непроницаемым естественным пропластком с нефтенасыщенной зоной, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезание части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание изолирующего состава после отверждения изолирующего состава.
Известен способ (патент RU 2586120, МПК Е21В 43/32; Е21В 33/138, опубл. 10.06.2016), содержащий этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации. Спускают колонну заливочных труб в скважину. Заливают изолирующий состав в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт. Извлекают колонну заливочных труб из скважины. Оставляют изолирующий состав на отверждение. После отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и производят вскрытие пласта путем щадящей перфорации скважины в кровельной части пласта. Причем объем изолирующего состава определяют по приведенному математическому выражению.
Недостатком способа является то, что он требует проведения вскрытия пласта, что усложняет его, кроме того в них требуется применение сложного дополнительного оборудования, при этом эффективное проходное сечение скважины снижается.
Наиболее близким техническим решением к заявленному изобретению является способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины (патент RU 2326229, МПК Е21В 33/13, опубл. 10.06.2008), включающий закачку водоизоляционного материала в скважину с предварительным определением объема водоизоляционного материала и продавку его в пласт (водоносную часть трещенного пространства), водоизоляционный материал размещают в кольцевом пространстве призабойной зоны скважины, ограниченного эквипотенциалями.
Недостатком этого способа является сложность определения объема водоизоляционного материала.
На эффективность эксплуатации нефтяных скважин, с наличием водонефтяного контакта, в трещинах гидравлического разрыва пласта (ГРП) существенное влияние оказывает конус водообразования, в результате которого скважина значительно обводняется. Существующие технические решения не в полной мере позволяют решить данную задачу. В настоящее время имеется потребность повышения эффективности эксплуатации нефтяных скважин с подошвенной водой.
Раскрытие изобретения
Задачей изобретения является повышение эффективности способа изоляции воды в призабойной зоне добывающих нефть скважин, снижение трудоемкости и продолжительности его осуществления.
Поставленная задача решается с помощью способа изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины с трещинами гидравлического разрыва пласта (ГРП) включающего заливку изолирующего состава в скважину с предварительным определением объема изолирующего состава и продавкой его в пласт, при этом выбирают скважину, обводненную исключительно за счет образования конуса обводнености, определяют необходимый объем изолирующего состава У0бщ. по формуле общ. ~ У 1 + У общ.'Тр.5 где V - объем скважины от нижнего края перфорации до забоя скважины,
У общ тр — объем водоносной части трещенного пространства,
У общ , тр. рассчитывают по формуле
Уобщ.-тр. — Упр.' h, il , где УПр - объем пропанта, закачанного при ГРП, м3,
И, - мощность нефтяного пласта, м, h3 - мощность водоносной части пласта, м, затем готовят раствор изолирующего состава с объемом У0бЩ. и заливают изолирующий состав в выбранную скважину, закачивают в скважину продавочную жидкость для продавливания через отверстия перфорации скважины изолирующего состава, создавая избыточное гидростатическое давление столба продавочной жидкости, для гравитационного замещения пластовой воды в трещине ГРП и образования водонепроницаемого противофильтрационного изолирующего экрана в основании трещины ГРП в призабойной зоне пласта, в качестве изолирующего состава используют утяжеленный полимерный раствор, а в качестве продавочной жидкости используют воду, причем выбирают изолирующий состав и продавочную жидкость такой плотности, при которой гидростатическое давление столба изолирующего состава и гидростатическое давление столба продавочной жидкости превышает остаточное пластовое давление.
Предпочтительно гидростатическое давление столба изолирующего состава и гидростатическое давление продавочной жидкости превышает пластовое давление не более 5-10 кгс/см .
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа изоляции воды в призабойной зоне добывающих нефть скважин, снижение трудоемкости и продолжительности его осуществления.
Предварительные этапы работ для реализации предлагаемого изобретения.
1. По рабочим делам скважин на месторождении выбираются наиболее подходящие скважины для проведения водоизоляционных работ, те которые имеют трещины. В трещину при гидравлическом разрыве пласта закачивают расклинивающий агент (пропант) для предотвращения смыкания трещины и обеспечения, таким образом, улучшенного извлечения добываемых текучих сред, таких как нефть, газ или вода.
Пропант поддерживает расстояние между стенками трещины, создавая в пласте проницаемые каналы.
Выбор скважин производится по следующим параметрам:
- стратиграфия скважины;
- конструкция скважины;
- история эксплуатации скважины.
2. Стратиграфия скважины.
На данном этапе оценивается состав нефтеносного коллектора. По данным геофизических материалов изучается глубина залегаемого коллектора (глубина подошвы и кровли пласта), далее определяется мощность пласта. По данным инклинометрии определяем кривизну ствола и далее мощность пласта по стволу скважины. Так же определяем степень однородности нефтяного пласта и наличие в нем непроницаемых пропластков. Далее определяется уровень пластового давления.
Краткое описание фигур чертежей
На фиг.1 показано схематично расположение скважины в нефтяном пласте, где: hi - мощность нефтяного пласта;
Ьг - мощность нефтенасыщеного интервала;
Ьз - мощность водоносной части пласта;
I14 - интервал перфорации;
3. Конструкция скважины.
Определяется глубина забоя скважины, диаметр обсадных колонн и интервала перфорации. Эти показатели необходимы в дальнейшем для проведения расчетов, при определении объемов изолирующего состава и продавочной жидкости. Глубина забоя скважины используется для определения объема скважины Vi от нижнего края перфорации до забоя скважины.
4. История эксплуатации.
В истории эксплуатации по рабочим делам скважин определяем объем извлеченной нефти, для определения процента извлеченной нефти от дренированных запасов. Далее изучается график обводненности скважин. По графику обводненности определяется способ обводнения.
В процессе эксплуатации скважин на максимальных режимах в призабойной зоне пласта, на уровне водонефтяного контакта (ВПК), появляется зона повышенной разряженности, что способствует подтягиванию к зоне перфорации пластовой воды. За счет значительно меньшей вязкости вода перекрывает всю зону перфорации и скважина в дальнейшем подает на устье исключительно пластовую воду.
Наибольшая зона разряженности находится в непосредственной близости от ствола скважины. По мере удаления от ствола уровень разряжения ослабевает.
Величина разряженности прямо пропорциональна величине депрессии и обратно пропорциональна расстоянию от призабойной зоны.
На фиг.2 показано изменение величины разряженности на расстоянии от призабойной зоны, где:
1 - уровень ВНК;
2 - интервал перфорации;
3 - зона наибольшего разряжения;
4 - зона умеренного разряжения;
5 - зона слабого разряжения;
6 - зона не подвергающаяся разряжению;
7 - кровля нефтяного пласта.
В процессе работы скважины зона наибольшего разряжения увеличивается, что приводит к увеличению конуса обводненности, а как следствие и увеличение зоны перекрытия интервала перфорации водой.
В межтрещенном пространстве пласта уровень ВНК остается практически на начальном уровне. На фиг.З показан вид сверху на ствол скважины, условные трещины и направление движения жидкости, где:
8 - ствол скважины;
9 - условная трещина;
10 - направление движения жидкости;
11 - край трещины.
Суть предлагаемого способа заключается в следующем: объем трещин от подошвы 17 и до уровня ВНК 1 заполняем изолирующим составом - например, утяжеленным полимерным раствором. В качестве изолирующего состава используют любые известные из уровня техники составы, возможно применение в составе дополнительных добавок, улучшающих продавливание изолирующего состава через перфорационные отверстия интервала перфорации 2 в скважине. В пластовых условиях раствор полимера в статическом положении, под воздействием повышенной температуры, приобретает ярко выраженные вязко-тягучие свойства и создает препятствие на пути пластовой воды.
Нефть, поскольку находится выше уровня ВНК 1, имеет возможность беспрепятственного доступа к зоне перфорации скважины.
Лучший вариант осуществления изобретения
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом:
1. Из всего фонда скважин выбираем наиболее подходящую скважину. Скважина должна иметь обводненность исключительно за счет образования конуса обводненности.
2. Изучаем литологию скважины, определяем состав пласта, наличие однородности пласта или наличие в нем пропластков, определяем остаточное пластовое давление. Так же определяем вязкость нефти и ее состав. Определяем состав пластовой воды, плотность.
3. Рассчитываем объем водно-полимерного раствора У0бщ., необходимого для закачки в скважину, который включает объем Vi скважины от нижнего края перфорации 15 до забоя скважины 12 и объем водоносной части трещенного пространства Утр., который равен объему раствора пропанта Vnp., закачанного в водоносную часть трещенного пространства при гидравлическом разрыве пласта. На фиг.4 показана подготовка скважины к реализации способа изоляции воды.
1 - уровень ВНК;
2 - интервал перфорации;
8 - ствол скважины;
11 - край трещины;
12 - забой скважины;
13 - пластовая вода;
14 - воронка;
15 - нижний край интервала перфорации;
16 - башмак воронки;
17 - подошва водоносной части пласта (основание трещины ГРП).
Соотношение мощности нефтяного пласта hi и мощности водоносной части пласта Из, показанное на фиг.1 используем для определения объема изолирующего состава для вытеснения пластовой воды, так как в межтрещенном пространстве пласта уровень ВНК остается на начальном уровне.
Определяем общий объем трещенного пространства (У0бщтр.) по объему закачанного пропанта (Упр) при ГРП. При 100% высоте трещин У0бщ.тр. так же равен 100% Процент h3 от hi равен соотношению У0бщ.тр. к Vnp . Следовательно процент водоносной части трещенного пространства равен проценту объема от объема закачанного пропанта.
Используя этот простой расчет, произведенный по данным скважины, находим объем Уобш.тр. изолирующего состава, который требуется закачать в основание трещины ГРП в призабойной зоне пласта. Известны расчеты размеров трещин ГРП, но все они достаточно сложны.
4. По мере вычисления требуемого объема, например, водо-полимерного раствора определяем химический состав пластовой воды и с учетом данных, а так же пластовых условий подбираем необходимый изолирующий состав, например полимер, который будет соответствовать необходимым характеристикам. Плотность раствора рассчитываем по формуле Дарси-Вейсбаха.
5. Далее рассчитываем плотность водо-полимерного раствора. За основу берем остаточное пластовое давление. Для успешной закачки раствора на забой скважины необходимо создать гидростатическое давление столба жидкости, превышающее остаточное пластовое не более чем на 5-10 кгс/см . Подготовка скважины.
Непосредственно перед закачиванием водо-полимерного раствора поднимаем из ствола скважины все подвесное оборудование. После этого в скважину спускается воронка 14. Башмак воронки 16 должен располагаться на уровне нижней части зоны перфорации 15.
Для расчета объема водо-полимерного раствора (изолирующего состава) необходимо учитывать объем скважины V) от нижнего края перфорации 15 до забоя скважины 12 и общий объем раствора У0бщ. = У0бщлр. + Vi.
Изолирующий состав с объемом V i остается в забое скважины или откачивается на конечном этапе откачивания после продавочной жидкости.
После подготовки необходимого объема раствора изолирующего состава и продавочной жидкости производим закачивание последовательно раствор - продавочная жидкость. В качестве продавочной жидкости можно использовать воду с соответствующей плотностью.
В случае необходимости у продавочной жидкости повышают плотность известными способами.
Режим закачивания раствора в скважину рассчитывается для каждой скважины индивидуально. Он должен обеспечивать постепенное, без скачков давления, поступление изолирующего состава - водо-полимерного раствора на забой скважины 12 с последующим перетоком в трещенное пространство У0бщ.тр.·
Пластовая вода постепенно вытесняется в ствол скважины, смешивается с продавочной жидкостью.
После окончания ввода водно-полимерного раствора и продавочной жидкости скважина должна выстояться для приобретения раствором необходимого состояния. Время ожидания определяется в зависимости от выбранного полимера. Во время ожидания в скважину опускается навесное оборудование. После запуска погружного электроцентробежного насоса (ПЭЦН) начинается откачивание жидкости, на начальном этапе будет откачиваться продавочная жидкость, затем пластовая вода вместе с продавочной жидкостью и начинает подтягиваться к скважине нефть.
Пример расчета объема полимерного раствора для вытеснения пластовой
ВОДЫ. Используем вертикальную скважину с проведенным ГРП, которая имеет следующие исходные данные:
1) кровля 7 нефтеносного пласта 2990 м;
2) подошва водоносной части 17 нефтеносного пласта 3000 м;
3) объем закачанного пропанта при ГРП 150 м3;
4) водонефтяной контакт 1 на уровне 2997 м;
5) диаметр эксплуатационной колонны 140 мм;
6) пластовое давление 350 атм.
1. Определяем объем раствора для вытеснения пластовой воды - У0бщлр.·
Мощность нефтяного пласта hi равна 10 м, мощность водоносный части пласта Ьз равна 3 м. Определяем процент (х) водоносной части пласта от общей мощности нефтяного пласта:
Ю м - 100%
3 м - х
Следовательно х = 30%. Необходимо приготовить 30% от объема закачанного пропанта Vnp .
(150 м3 х 30%) / 100 = 45 м3
Таким образом Уобщ гр. составляет 45 м3, такой объем изолирующего раствора продавливается через отверстия перфорации скважины в основание трещины.
2. Определение плотности изолирующего раствора и продавочной жидкости с учетом избыточного гидростатического столба жидкости.
Р = p-g-h, где: р - плотность (кг/м3); g - ускорение свободного падения (9,8 м/с ); h - высота столба жидкости (м).
Из формулы определения давления гидростатического столба жидкости выводим формулу определения плотности раствора: р = P/(g-h)
Если пластовое давление равно 350 атм., принимаем для расчета давление превышающее пластовое на 10 атм., т.е. 360 атм.
Для расчета переводим давление в Паскали (360 атм. = 35303940 Па): p = 35303940/(9, 8·3000)M = 1,2 кг/м3 - изолирующего раствора и продавочной жидкости.
Используя известные приемы приготовления растворов изолирующего состава, готовят их с плотностью не менее 1 ,2 кг. Таким образом, приведенный вариант осуществления изобретения с использованием исходных данных скважины с проведенным ГРП показывает, что предлагаемый способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины является эффективным, снижает трудоемкость и продолжительность его осуществления. В предлагаемом способе не используются известные формулы для определения размеров трещин при ГРП, которые отличаются сложностью.
Промышленная применимость
Предлагаемый способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины может найти применение в нефтедобывающей промышленности, в частности в способах проведения водоизоляционных работ в скважине при разработке нефтяной залежи, подстилаемой водой, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, обводняемой подтягиваемым к зоне перфорации конуса обводненности.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины с трещинами гидравлического разрыва пласта (ТРИ), включающий заливку изолирующего состава в скважину с предварительным определением объема изолирующего состава и продавкой его в пласт, отличающийся тем, что выбирают скважину, обводненную исключительно за счет образования конуса обводнености, определяют необходимый объем изолирующего состава У0бщ. по формуле
У общ. — V 1 + V общ.-тр., где V 1 - объем скважины от нижнего края перфорации до забоя скважины,
Уобщ. тр. - объем водоносной части трещенного пространства,
Уобщ. тр. рассчитывают по формуле общ. тр. — Упр.' Ьз/Ь|, где УПр. - объем пропанта, закачанного при ГРП, м3, hi - мощность нефтяного пласта, м,
Ьз - мощность водоносной части пласта, м, затем готовят раствор изолирующего состава с объемом У0бщ. и заливают изолирующий состав в выбранную скважину, закачивают в скважину продавочную жидкость для продавливания через отверстия перфорации скважины изолирующего состава, создавая избыточное гидростатическое давление столба продавочной жидкости, для гравитационного замещения пластовой воды в трещине ГРП и образования водонепроницаемого противофильтрационного изолирующего экрана в основании трещины ГРП в призабойной зоне пласта, в качестве изолирующего состава используют утяжеленный полимерный раствор, а в качестве продавочной жидкости используют воду, причем выбирают изолирующий состав и продавочную жидкость такой плотности, при которой гидростатическое давление столба изолирующего состава и гидростатическое давление столба продавочной жидкости превышает остаточное пластовое давление.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что гидростатическое давление столба изолирующего состава и гидростатическое давление продавочной жидкости превышает пластовое давление не более 5-10 кгс/см .
PCT/RU2022/000175 2021-06-28 2022-05-24 Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины WO2023277727A1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021118874A RU2772069C1 (ru) 2021-06-28 Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины
RU2021118874 2021-06-28

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2023277727A1 true WO2023277727A1 (ru) 2023-01-05

Family

ID=84690530

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2022/000175 WO2023277727A1 (ru) 2021-06-28 2022-05-24 Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2023277727A1 (ru)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2008009957A1 (en) * 2006-07-20 2008-01-24 Hallibruton Energy Services, Inc. Improved methods and materials for subterranean fluid forming barriers in materials surrounding wells
RU2326229C1 (ru) * 2006-11-29 2008-06-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины
RU2618538C1 (ru) * 2016-04-14 2017-05-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ проведения водоизоляционных работ в скважине
RU2743123C1 (ru) * 2020-02-10 2021-02-15 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2008009957A1 (en) * 2006-07-20 2008-01-24 Hallibruton Energy Services, Inc. Improved methods and materials for subterranean fluid forming barriers in materials surrounding wells
RU2326229C1 (ru) * 2006-11-29 2008-06-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины
RU2618538C1 (ru) * 2016-04-14 2017-05-04 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ проведения водоизоляционных работ в скважине
RU2743123C1 (ru) * 2020-02-10 2021-02-15 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2483209C1 (ru) Способ гидравлического разрыва пласта в скважине
AU2015378635B2 (en) Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates
RU2578134C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами
US2784787A (en) Method of suppressing water and gas coning in oil wells
RU2451165C1 (ru) Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину
RU2509884C1 (ru) Способ разработки обводненного нефтяного месторождения
RU2610967C1 (ru) Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта
US4019576A (en) Oil recovery from an oil-water well
RU2772069C1 (ru) Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины
WO2023277727A1 (ru) Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины
RU2695906C1 (ru) Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия
RU2661935C1 (ru) Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь
RU2170340C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи
RU2418942C1 (ru) Способ эксплуатации скважины
RU2393343C1 (ru) Способ добычи углеводородов из обводняющегося пласта
RU2612418C1 (ru) Способ гидравлического разрыва пласта
US2293904A (en) Method of batch cementing
RU2534291C1 (ru) Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации
RU2769027C1 (ru) Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты)
RU2809475C1 (ru) Способ изоляции конуса подошвенных вод пластов, залегающих на малых глубинах
RU2622961C1 (ru) Способ подготовки зумпфа скважины для проведения гидроразрыва пласта
RU2323324C1 (ru) Способ ремонта нагнетательной скважины
RU2651829C1 (ru) Способ предупреждения языкообразования подошвенных вод в горизонтальной скважине малой протяженности
RU2190086C1 (ru) Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины
RU2463443C1 (ru) Способ разработки нефтяного месторождения

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 22833747

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 22833747

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1