Способ ограничения притока воды в скважину

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ограничении водопритоков в скважину. Обеспечивает повышение эффективности изоляции водопритоков в добывающих скважинах. Сущность изобретения: по способу осуществляют закачку в нагретом виде через термоизолированные трубы смеси высоковязкой нефти и цемента, продавку низковязкой нефтью и проведение технологической выдержки. Согласно изобретению скважину глушат жидкостью глушения, проводят работы по доведению удельной приемистости скважины до величин порядка 0,5-3,0 м³/(ч·МПа), закачивают в скважину не менее 8 м³ жидкости с плотностью, равной плотности жидкости глушения. Проводят закачку в нагретом виде через термоизолированные трубы смеси высоковязкой нефти и цемента с расходом 2-10 м³/ч.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ограничении водопритоков в скважину.

Известен способ изоляции притока свободного газа в скважину, включающий создание газоизоляционного экрана и ввод скважины в эксплуатацию. Создают газоизоляционный экран с заданными параметрами путем закачки в зону изоляции тампонирующих материалов, включающих углеводородную дисперсионную среду и цемент (заявка на изобретение РФ №2001107412, опублик. 2003.02.20).

Известный способ весьма мало ограничивает приток воды в скважину.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий заводнение, закачку в пласт оторочки нефтебитумного продукта (высоковязкой нефти) и отбор нефти из добывающих скважин. Закачку нефтебитумного продукта проводят в нагретом виде через термоизолированные трубы, спущенные в вертикальную часть скважины. Перед оторочкой нефтебитумного продукта проводят продавку в пласт ненагретой низковязкой нефти разрабатываемой залежи. Продавку оторочки нефтебитумного продукта ведут ненагретой низковязкой нефтью разрабатываемой залежи в верхнюю часть продуктивного пласта не ниже водонефтяного контакта. В качестве нефтебитумного продукта используют смесь нефтебитума и цемента в соотношении соответственно 1:(0,3-0,7) по объему, на 1 пог. м нефтенасыщенной части расходуют 1,2-2,0 м³ смеси нефтебитума и цемента, закачку ведут до подъема давления на устье скважины до величины, равной гидростатическому ±30%, проводят технологическую выдержку на ожидание затвердения цемента, а освоение скважины проводят циклически: промывка нефтью и отбор нефти в течение 1-2 сут - остановка на 1-2 сут при количестве циклов от 2 до 4, после чего переходят к постоянному отбору нефти.

Способ пригоден для изоляции зон поглощений в нагнетательных скважинах, однако применение изоляционных работ в добывающих скважинах не приводит к достаточному эффекту изоляции водопритоков.

В предложенном изобретении решается задача повышения изоляции водопритоков в добывающих скважинах.

Задача решается тем, что в способе ограничения притока воды в скважину, включающем закачку в нагретом виде через термоизолированные трубы смеси высоковязкой нефти и цемента, продавку низковязкой нефтью и проведение технологической выдержки, согласно изобретению предварительно скважину глушат жидкостью глушения, проводят работы по доведению удельной приемистости скважины до величин порядка 0,5-3,0 м³/(ч·МПа) и более, закачивают в скважину не менее 8 м³ жидкости с плотностью, равной плотности жидкости глушения, закачку смеси цемента и высоковязкой нефти ведут с расходом 2-10 м³/ч.

Сущность изобретения

При работе нефтедобывающей скважины возникают зоны обводнения добываемой продукции, подлежащие изоляции. Существующие способы ограничения притоков воды в скважину решают проблему обводнения лишь частично. В предложенном способе решается задача повышения изоляции водопритоков в добывающих скважинах. Задача решается следующим образом.

При проведении мероприятий по ограничению притока воды в скважину выполняют глушение скважины, проводят работы по доведению удельной приемистости скважины до величин порядка 0,5-3,0 м³/(ч·МПа) и более, закачивают в скважину не менее 8 м³ жидкости с плотностью, равной плотности жидкости глушения, выполняют закачку смеси цемента и высоковязкой нефти с расходом 2-10 м³/ч в нагретом виде через термоизолированные трубы, осуществляют продавку низковязкой нефтью и проведение технологической выдержки. После этого скважину осваивают и добывают продукцию (нефть с меньшей обводненностью).

При удельной приемистости скважины менее 0,5 м³/(ч·МПа) выполняют интенсификационные работы, например кислотные обработки, разглинизацию, очистку от кольматирующих отложений и пр. При удельной приемистости скважины более 3,0 м³/(ч·МПа) выполняют мероприятия по снижению приемистости, такие как закачка в призабойную зону дисперсии наполнителя, искусственная глинизация глинопорошком и пр. При изначальной приемистости в пределах от 0, до 3,0 м³/(ч·МПа) проводят контроль приемистости и заполнение призабойной зоны технологической жидкостью с плотностью, равной плотности жидкости глушения.

Объем высоковязкой нефти и масса цемента на одну скважино-операцию составляют: при удельной приемистости скважины от 0,5 до 1,4 м³/(ч·МПа) объем высоковязкой нефти составляет 10-20 м³, а масса цемента на 1 м³ высоковязкой нефти составляет 0,3-0,7 т; при удельной приемистости скважины от 1,4 м³/(ч·МПа) и более объем высоковязкой нефти составляет 20-35 м³, а масса цемента на 1 м³ высоковязкой нефти составляет 0,7-1,5 т.

При приготовлении смеси нагретую высоковязкую нефть подают в смесительную головку цементно-смесительной установки, где ее смешивают с цементом, направляют в промежуточную емкость и оттуда закачивают в скважину. (Температура закачиваемой смеси не ниже 40°С).

Вязкость нефти, используемой для изоляционных, должна быть не менее 250 мПа/сек при температуре 20°С.

Пример конкретного выполнения

Останавливают нефтедобывающую скважину и глушат ее минерализованной водой плотностью 1,1 кг/м³. Приемистость скважины составляет 0,4 м³/(ч·МПа). Проводят работы по доведению удельной приемистости скважины до величин порядка 0,5-3,0 м³/(ч·МПа). Для этого выполняют кислотную обработку призабойной скважины, в результате которой приемистость возросла до 1,1 м³/(ч·МПа). Закачивают в скважину 10 м³ воды с плотностью, равной плотности жидкости глушения (1,1 кг/м³). На устье скважины готовят смесь предварительно нагретой высоковязкой нефти и цемента: объем высоковязкой нефти составляет 15 м³, а масса цемента на 1 м³ высоковязкой нефти составляет 0,5 т. Нагретую до 60°C смесь закачивают с расходом 5,5 м³/ч через термоизолированные трубы в призабойную зону скважины. Смесь продавливают в призабойную зону низковязкой нефтью в объеме колонны насосно-компрессорных труб. Проводят технологическую выдержку в течение 48 ч, осваивают скважину и добывают нефть.

В результате обводненность добываемой продукции снизилась с 70 до 35%.

Применение предложенного способа позволит изолировать водопритоки в добывающих скважинах.

Способ ограничения притока воды в скважину, включающий закачку в нагретом виде через термоизолированные трубы смеси высоковязкой нефти и цемента, продавку низковязкой нефтью и проведение технологической выдержки, отличающийся тем, что предварительно скважину глушат жидкостью глушения, проводят работы по доведению удельной приемистости скважины до величин порядка 0,5-3,0 м³/(ч·МПа), закачивают в скважину не менее 8 м³ жидкости с плотностью, равной плотности жидкости глушения, а закачку смеси цемента и высоковязкой нефти ведут с расходом 2-10 м³/ч.