СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водо- и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта.

Известен способ разработки водонефтяной залежи (патент RU 2015312, МПК Е21В 43/22, опубл. 30.06.1994 г.), включающий закачку изолирующего состава в пласт и создание искусственного экрана, причем перед закачкой изолирующего состава определяют минимальный размер поперечного сечения естественного линзовидного пропластка в монолитной залежи и толщину отсекаемого слоя водоносной части пласта, а искусственный экран создают под линзовидным пропластком радиусом, равным удвоенной толщине отсекаемого слоя водоносной части пласта, и толщиной, обеспечивающей выдержку давления в 30-80 атм.

Известен способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU 2065025, МПК Е21В 33/13, Е21В 43/30, опубл. 10.08.1996 г., бюл. №22), включающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, по крайней мере часть которых пересекает естественные непроницаемые пропластки в продуктивном пласте, и создание экранов на основе изолирующих составов, отделяющих водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных. Изолирующий состав подают в продуктивный пласт под естественный пропласток и над ним с возможностью схватывания естественного пропластка экранами снизу и сверху, при этом толщину экрана над естественным пропластком принимают из условия изоляции естественного пропластка от продуктивного пласта, а общую толщину экранов принимают из условия их сопротивления перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность применения способа, обусловленная тем, что при реализации способа не учитывается высота естественного непроницаемого пропластка, поэтому при небольшой толщине естественного непроницаемого пропластка не исключена возможность прорыва воды снизу вверх (заколонные перетоки) в нефтенасыщенную зону пласта ввиду их низкой прочности, что сокращает безводный период эксплуатации скважин. Кроме того, общую толщину экранов принимают из условия их сопротивления перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины, а объем изолирующего материала определяют из соотношения, определяемого расчетным путем, при этом величина перепада давления может изменяться со временем, а радиуса изолирующего экрана может оказаться недостаточно для надежной изоляции водонасыщенной зоны от нефтенасыщенной зоны пласта при резком скачке перепада давления;

- во-вторых, в оптимальном варианте радиус экрана должен соответствовать удвоенной толщине отсекаемой водонасыщенной зоны пласта, а толщина экрана должна обеспечивать его сопротивление максимально возможному перепаду давления, возникающему при эксплуатации скважины, при этом надо учитывать, что один метр толщины естественного пропластка выдерживает перепад давления до 1,5 МПа. Это условие не всегда выдерживается, что приводит к преждевременному обводнению нефтенасыщенной зоны пласта;

- в-третьих, изоляция заколонного перетока приводит к полному отказу от водонасыщенной зоны пласта и выводу ее из дальнейшей разработки обводненного нефтяного месторождения, причем зачастую в процессе разработки обводненного нефтяного месторождения возникает необходимость использования водонасыщенной зоны пласта как для поддержания пластового давления, так и для внутри- или межскважинной перекачки воды.

- в-четвертых, трудоемкость и продолжительность осуществления способа, связанная со сложной технологией приготовления изолирующего состава, который готовят перемешиванием равных частей кремнийорганической эмульсии, нефти и воды в смесительном агрегате и закачивают в перфорированные интервалы пласта с продавкой его нефтецементом, также большие затраты на компоненты изолирующего состава.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненных нефтяных месторождений (патент RU 2420657, МПК Е21В 43/32, Е21В 33/134, опубл. 10.06.2011 г., бюл. №16), включающий разбуривание их эксплуатационными скважинами, пересекающими непроницаемые естественные пропластки в продуктивном пласте, спуск обсадных колонн с последующей перфорацией продуктивного пласта, исследование его нефте- и водонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка и создание экранов из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон. По результатам исследований определяют толщину нефтенасыщенной зоны пласта, при толщине нефтенасыщенной зоны пласта более 4 м вырезают часть обсадной колонны в интервале выше нижних перфорационных отверстий нефтенасыщенной зоны пласта и до забоя скважины, расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом, в качестве которого используют цементный раствор, а при толщине нефтенасыщенной зоны пласта менее 4 м производят временную изоляцию интервалов перфорации продуктивного пласта кольматирующим составом, вырезают часть обсадной колонны от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя скважины, расширяют ствол скважины в этом интервале, заливают изолирующим составом расширенный интервал ствола и создают пакер путем введения в призабойную зону нефтенасыщенной зоны пласта скважины, после ожидания затвердевания изолирующего состава производят разбуривание пакера до кровли естественного пропластка с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны, после чего производят повторную перфорацию обсадной колонны напротив нефтенасыщенной зоны пласта и освоение скважины, при притоке нефти из нефтенасыщенной зоны пласта ниже рентабельной величины производят кислотную обработку без давления. Недостатками данного способа являются:

- во-первых, при реализации данного способа вырезается значительная часть обсадной колонны (от кровли непроницаемого естественного пропластка до забоя), что приводит к увеличению трудоемкости осуществления способа. Из опыта практического применения на скв. №8607 НГДУ «Азнакаевскнефть» вырезание 6 м колонны диаметром 168 мм длилось 20 часов, поэтому при глубоком забое, например 40 м, вырезание обсадной колонны затягивается на 5-6 сут, что приводит к очень большим финансовым и материальным затратам и к нецелесообразности применения данного способа;

- во-вторых, непродолжительный межремонтный период работы скважины при реализации данного способа, что связано с быстрым разрушением цементого камня при малейшей депрессии в скважине ввиду отсутствия значительной части обсадной колонны;

- в-третьих, низкое качество изоляции заколонного перетока в скважине, что связано с возможным обводнением скважины через забой при последующей разработке обводненного месторождения в процессе эксплуатации нефтенасыщенной зоны пласта, так как изоляцию заколонного перетока производят без давления, при этом не производится контроль его качества, кроме того, цемент в качестве изолирующего состава не обеспечивает равномерное проникновение в поры непроницаемого естественного пропластка, а значит, не удается получить надежный монолитный экран из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону от нефтенасыщенной зоны пласта в к интервале непроницаемого естественного пропластка;

-в-четвертых, низкая эффективность разработки обводненных нефтяных месторождений, так как изоляция заколонного перетока согласно данному способу приводит к полному отказу от водонасыщенной зоны пласта и выводу ее из дальнейшей разработки обводненного нефтяного месторождения, причем зачастую в процессе разработки обводненного нефтяного месторождения возникает необходимость использования водонасыщенной зоны пласта как для поддержания пластового давления, так и для внутри или межскважинной перекачки воды.

Технической задачей предложения является повышение эффективности способа разработки обводненного нефтяного месторождения за счет исключения заколонного перетока в скважине между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта с возможностью одновременно-раздельной разработки как нефтенасыщенной, так и водонасыщенной зон пласта, а также повышение прочности конструкции скважины.

Поставленная техническая задача решается способом разработки обводненного нефтяного месторождения, включающим разбуривание его эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной и нефтенасыщенной зон, разделенных непроницаемым естественным пропластком, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефте- и водонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезку части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание в скважине изолирующего состава с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта после ожидания затвердевания изолирующего состава, перфорацию напротив нефтенасыщенной зоны пласта, освоение скважины.

Новым является то, что при расположении непроницаемого естественного пропластка ниже нефтенасыщенной зоны пласта и при толщине непроницаемого естественного пропластка более 8 м, в интервале подошвы непроницаемого естественного пропластка устанавливают глухой пакер и производят временную кольматацию нефтенасыщенной зоны пласта, вырезают часть обсадной колонны высотой 1,0 м выше подошвы непроницаемого естественного пропластка на 1,0-1,5 м, а в интервале обсадной колонны на 1,0-1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка выполняют отверстия по периметру обсадной колонны, спускают колонну заливочных труб в скважину с проходным разбуриваемым пакером, производят посадку пакера в обсадной колонне напротив непроницаемого естественного пропластка в интервале между вырезанной частью и отверстиями в обсадной колонне, вызывают циркуляцию пресной воды на устье скважины по колонне заливочных труб под пакер по заколонному и межтрубному пространствам на устье скважины закачкой пресной воды, при отсутствии циркуляции пресной воды производят импульсную обработку глинокислотной композицией непроницаемого естественного пропластка, при появлении циркуляции закачку пресной воды прекращают, затем по колонне заливочных труб закачивают и продавливают в заколонное пространство в интервал непроницаемого естественного пропластка изолирующий состав с образованием изолирующего моста во внутреннем пространстве обсадной колонны до подошвы нефтенасыщенной зоны пласта, в качестве которого используют состав на основе синтетической смолы, после чего приподнимают колонну заливочных труб выше подошвы нефтенасыщенной зоны пласта и вымывают излишки синтетической смолы из межтрубного пространства обсадной колонны, после чего извлекают заливочную колонну труб, после ожидания затвердевания синтетической смолы разбуривают проходной и глухой пакеры, изолирующий мост, устраняют временную кольматацию пласта, исключают смещение верхней и нижней частей обсадной колонны установкой толстостенного патрубка с центраторами внутри обсадной колонны напротив вырезанной части обсадной колонны, запускают скважину в эксплуатацию.

На фиг.1, 2, 3, 4, 5, 6 схематично и последовательно изображено выполнение способа разработки обводненного нефтяного месторождения.

Способ реализуют следующим образом.

Предлагаемый способ разработки обводненного нефтяного месторождения включает разбуривание его эксплуатационными скважинами 1 (см. фиг.1), пересекающими пласт 2.

Например, рассмотрим одну эксплуатационную скважину 1. Пласт 2 состоит из водонасыщенной зоны 3, разделенной непроницаемым естественным пропластком 4 с нефтенасыщенной зоной 5, причем непроницаемый естественный пропласток 4 расположен ниже нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2.

В скважину 1 спустили и закрепили в ней обсадную колонну 6. В обсадной колонне 6 скважины 1 выполнена перфорация нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 с образованием перфорационных отверстий 7.

В процессе эксплуатации скважины 1 вода из водонасыщенной зоны 3 пласта 2 по заколонному пространству 8 обсадной колонны 6 скважины 1 и непроницаемому естественному пропластку 4 прорывается через перфорационные отверстия 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 в скважину 1, при этом происходит обводнение добываемой нефти. Это происходит вследствие того, что давление в водонасыщенной зоне 3 пласта 2 выше, чем в нефтенасыщенной зоне 5 пласта 2.

По данным промысловых исследований уточняют характер нефтеводонасыщенности, т.е. размещение водонасыщенной зоны 3 относительно нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 и интервалы залегания водонасыщенных 3 и нефтенасыщенных зон 5 и размеры непроницаемого естественного пропластка 4. Например, интервал залегания нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 составляет 1720-1725 м ниже в интервале 1725-1734 м расположен непроницаемый естественный пропласток 4, ниже которого в интервале 1734-1739 м залегает водонасыщенная зона 3 пласта 2. Определяют пористость и остаточную нефтенасыщенность пласта 2. Таким образом, толщина непроницаемого естественного пропласток 4 составляет 9 м.

При толщине непроницаемого естественного пропластка 4 более 8 м, например 9 м, как указано выше, в интервале подошвы непроницаемого естественного пропластка 4 (1734 м) устанавливают глухой пакер 8' (см. фиг.2).

Опытным путем установлено, что при толщине непроницаемого естественного пропластка 4 менее 8 м применение предлагаемого способа малоэффективно, ввиду того что прочность экрана изолирующего состава в заколонном пространстве 8 не будет обеспечивать надежную изоляции заколонного перетока в скважине между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта.

Производят временную кольматацию нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 через перфорационные отверстия 7 любым известным кольматирующим составом, например, мелом природным, обогащенным по ГОСТ 12085-88, поскольку мел хорошо растворяется в соляной кислоте. Кольматация необходима для дальнейшей обработки нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 кислотой при притоке нефти ниже рентабельной величины.

Вырезают часть обсадной колонны высотой 1,0 м на 1-1,5 м выше подошвы непроницаемого естественного пропластка 4 любым известным устройством, например, с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ), спущенного в скважину на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано). С целью сохранения прочности конструкции скважины и сокращения продолжительности процесса вырезания обсадной колонны 6 выбирают минимальную высоту вырезаемой части 9 обсадной колонны 6, достаточную для продавливания изолирующего состава в заколонное пространство 8. Опытным путем установлено, что с учетом вытягивания колонны труб, на котором спущено УВУ, эта минимальная высота составляет 1,0 м.

Например, при толщине непроницаемого естественного пропластка 4, равного 9 м, как указано выше, вырезание части обсадной колонны б (см. фиг.2) производят выше подошвы (1734 м) непроницаемого естественного пропластка 4, например, на 1 м, т.е. в интервале 1733 м высотой 1,0 м. В результате образуется вырезанная часть 9 обсадной колонны 6 высотой 1,0 м по периметру обсадной колонны 6 в интервале 1732-1733 м. Далее извлекают из скважины 1 колонну труб с универсальным вырезающим устройством (УВУ).

В интервале обсадной колонны на 1,0-1,5 м ниже кровли (1725 м) непроницаемого естественного пропластка 4 по периметру обсадной колонны 6 выполняют отверстия 10, т.е. поскольку кровля непроницаемого естественного пропластка 4 находится в интервале 1725 м, поэтому отверстия 10 в обсадной колонне 6 производят, например на 1 м ниже, т.е. в интервале 1726 м.

Вырезание обсадной колонны 6 на расстоянии 1,0-1,5 м выше подошвы непроницаемого естественного пропластка 4 и выполнение отверстий 10 в обсадной колонне 6 на расстоянии 1,0-1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка 4 исключает попадание изолирующего состава в водонасыщенную зону 3 и нефтенасыщенную зону 5 пласта 2 при последующей изоляции заколонного пространства 8.

Для выполнения отверстий 10 на колонне труб спускают перфоратор, например, перфоратор гидромеханический (ПГМ) (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано). Перфоратор гидромеханический выпускается ООО "Нефтяник" (г.Бугульма, Республика Татарстан, Российская Федерация), так чтобы резцы перфоратора размещались в интервале 1726 м обсадной колонны 6. В этом интервале обсадной колонны 6 выполняют отверстия 10 в виде шести отверстий по периметру обсадной колонны 6 с углом 60°C (на фиг.1, 2, 3,4, 5 не показано) между отверстиями. Количество отверстий выбрано равным шести, поскольку это обеспечивает равномерное заполнение заколонного пространства 8 по периметру обсадной колонны 6 изолирующим составом. Извлекают из скважины колонну труб с перфоратором. Таким образом, между вырезанной частью 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 и рядом отверстий 10 расстояние непроницаемого естественного пропластка составляет: h=9 м - 1,0 м - 1,0 м - 1,0 м=6 м.

Далее спускают в скважину колонну заливочных труб 11 (см. фиг.3) с проходным разбуриваемым пакером 12, производят посадку пакера в обсадной колонне напротив непроницаемого естественного пропластка 4 между вырезанной частью 9 (1732-1733 м) обсадной колонны б и отверстиями 10 (1726 м) обсадной колонны 6, например в интервале 1730 м. В качестве проходного разбуриваемого пакера применяют, например, пакер конструкции «ТатНИПИнефть» (см. патент RU №2395669 «Пакер разбуриваемый», МПК Е 21 В 33/12 опубл. в бюл. №21 от 27.07.2010 г. или патент RU №2374427 «Пакер разбуриваемый», МПК Е 21 В 33/12 опубл. в бюл. №23 от 27.11.2011 г.).

Вызывают циркуляцию жидкости на устье скважины 1 (см. фиг.3), например, закачкой пресной воды по колонне заливочных труб 11 под пакер 12 через вырезанную часть 9 обсадной колонны 6 по заколонному пространству 8 и ряд отверстий 10 с подъемом жидкости по межтрубному пространству 13 на устье скважины 1.

При отсутствии циркуляции пресной воды производят импульсную обработку непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2 глинокислотной композицией до появления циркуляции пресной воды через вырезанную часть 9 обсадной колонны 6 по заколонному пространству 8 и ряд отверстий 10 с подъемом жидкости по межтрубному пространству 13 на устье скважины 1.

Применяют глинокислотную композицию на основе соляной и плавиковой кислот марки ГК МЛ, ГК НЛ, ГКК, причем марку и рецептуру приготовления глинокислотной композиции выбирают в зависимости от типа породы, проницаемости и пористости непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2 (см. табл.14.4. стр.74) «Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» РД 153-39,1-712-11 с учетом объема закачки глинокислотной композиции от 0,3 м³ до 0,4 м³ на один метр обрабатываемого непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2, при этом общий объем закачиваемой глинокислотной композиции должен быть не менее 1,5 м³. Например, при высоте непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2, равного 8 м, необходимо закачать кислотную композицию в объеме: V=8 (0,3 м³-0,4 м³)=2,4-3,2 м³, принимают объем глинокислотной композиции, подлежащей закачке: V=3,0 м³.

Импульсную обработку глинокислотной композицией в объеме, например, V=3,0 м³ производят с использованием известного пульсирующего устройства, которое размещают, например, на устье скважины. В качестве пульсирующего устройства применяют известные устройства, например, описанные в патенте RU №2400615, «Устройство для импульсной закачки жидкости в пласт», МПК Е21В 28/00, В 43/25, опубл. в бюл. №21 от 27.09.2010 г. или в патенте RU №2241825 «Устройство для закачки жидкости в пласт», МПК Е21В 43/18, опубл. в бюл. 34 от 10.12.2004 г. По окончании закачки производят выдержку на реагирование, например в течение 8-12 ч.

После появления циркуляции закачку пресной воды прекращают. Затем по колонне заливочных труб 11 под пакер 12 под давлением, не превышающим допустимое на обсадную колонну б, которое определяется технологической службой предприятия с учетом срока службы скважины и среды в которой она эксплуатируется закачивают и продавливают в заколонное пространство 8 в интервал непроницаемого естественного пропластка 4 изолирующий состав с образованием изолирующего моста во внутреннем пространстве 15 обсадной колонны 6 до подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2.

Например, при сроке службы скважины более 20 лет в среде сероводорода допустимое давление на обсадную колонну 6 составляет не более 9 МПа, поэтому закачивают и продавливают в заколонное пространство 8 (см. фиг.4) в интервал - h непроницаемого естественного пропластка 4 изолирующий состав 14, например, под давлением 8 МПа.

В качестве изолирующего состава используют смесь синтетической смолы Барс 3 с отвердителем смолы Барс 3 в соотношении, соответственно, 5:1. Синтетическую смолу Барс 3 и отвердитель смолы Барс 3 производит ООО «Тюменский завод пластмасс» по ТУ 2221-081-26-15-15. Изолирующий состав на основе синтетической смолы обладает высокой подвижностью и способен проникать в тонкие поры и трещины. Прочность отвердевшей смолы незначительно отличается от прочности цементного камня, получаемого из смеси воды с обычным тампонажным цементом, используемым при ремонте скважин, что позволяет создать надежный и прочный экран, препятствующий притоку воды. Расчетный объем используемого изолирующего состава определяет технологическая служба ремонтного предприятия опытным путем.

Продавку синтетической смолы, например, в объеме 1 м³ проводят с помощью продавочной жидкости, например, сточной водой, плотностью 1180 кг/м³, в заколонное пространство 8 скважины 1 и внутреннее пространство 15 обсадной колонны б над разбуриваемым пакером 12 до подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2, т.е. с образованием изолирующего моста.

После чего приподнимают колонну заливочных труб выше подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 (на фиг.1-5 не показано) и вымывают излишки синтетической смолы из межтрубного пространства 13 (см. фиг.4) обсадной колонны 6 и извлекают заливочную колонну труб из скважины 1. После ожидания затвердевания синтетической смолы разбуривают проходной пакер 12 (фиг.4) и глухой пакер 8' и изолирующий мост из внутреннего пространства 15 обсадной колонны 6. В результате в заколонном пространстве 8 (фиг.5) остается прочный и надежный экран в интервале 1726-1732 м, исключающий заколонный переток из водонасыщенной зоны 3 в нефтенасыщенную зону 5 пласта 2.

Разбуривание производят с помощью, например, долота и винтового забойного двигателя, спущенного в скважину 1 на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано).

Устраняют временную кольматацию нефтенасыщенной зоны 5 (см. фиг.5) пласта 2, например, установкой кислотной ванны с применением 25% соляной ингибированной кислоты, выпускаемой фирмой «НИИНЕФТЕПРОМХИМ» по ТУ 2458-264-05765670-99 (г. Чебоксары, Российская Федерация).

Далее с целью исключения смещения верхней части 16 и нижней частей 17 в обсадной колонне 6 напротив ее вырезанной части 9 устанавливают толстостенный патрубок 18 с центраторами 19 и 20 на верхнем и нижнем концах, соответственно. Например, в 168 мм обсадную колонну 6 спускают толстостенный патрубок 18 длиной 2 метра и диаметром 127 мм × 9 мм с центраторами 19 и 20 на концах.

Установка толстостенного патрубка исключает смещение частей обсадной колонны, благодаря чему увеличивается межремонтный период работы скважины.

После чего скважину 1 (см. фиг.1) запускают в эксплуатацию. Для этого оснащают эксплуатационным оборудованием, например, установкой для одновременно-раздельной эксплуатации (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано) и производят добычу нефти через перфорационные отверстия 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 (см. фиг.5) и отбор воды через интервалы перфорации 21 водонасыщенной зоны 3 пласта 2, например, в целях межскважинной перекачки сточной воды.

Пример №1.

В процессе эксплуатации скважины 1 вода из водонасыщенной зоны 3 пласта 2 по заколонному пространству 8 обсадной колонны 6 скважины 1 и непроницаемому естественному пропластку 4 прорывается через перфорационные отверстия 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 в скважину 1, при этом происходит обводнение добываемой нефти. Это происходит вследствие того, что давление в водонасыщенной зоне 3 пласта 2 выше, чем в нефтенасыщенной зоне 5 пласта 2.

По данным промысловых исследований уточняют характер нефтеводонасыщенности, т.е. размещение водонасыщенной зоны 3 относительно нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 и интервалы залегания водонасыщенных 3 и нефтенасыщенных зон 5 и размеры непроницаемого естественного пропластка 4. Например, интервал залегания нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 составляет 1730-1735 м ниже в интервале 1735-1745 м расположен непроницаемый естественный пропласток 4, ниже которого в интервале 1745-1750 м залегает водонасыщенная зона 3 пласта 2. Определяют пористость и остаточную нефтенасыщенность пласта 2. Таким образом, толщина непроницаемого естественного пропласток 4 составляет 10 м.

Устанавливают глухой пакер 8' в интервале 1745 м (см. фиг.2) и производят временную кольматацию нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 через перфорационные отверстия 7 любьм известным кольматирующим составом, например, мелом природным, обогащенным по ГОСТ 12085-88, поскольку мел хорошо растворяется в соляной кислоте. Кольматация необходима для дальнейшей обработки нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 кислотой при притоке нефти ниже рентабельной величины.

Вырезают часть обсадной колонны высотой 1,0 выше подошвы непроницаемого естественного пропластка 4 любым известным устройством, например, с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ), спущенного в скважину на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано).

Например, при толщине непроницаемого естественного пропластка 4, равного 10 м, как указано выше, вырезание части обсадной колонны 6 (см. фиг.2) производят выше подошвы (1745 м) непроницаемого естественного пропластка 4, например, на 1,5 м, т.е. в интервале 1743,5 м высотой 1,0 м. В результате образуется вырезанная часть 9 обсадной колонны 6 высотой 1,0 м по периметру обсадной колонны 6 в интервале 1742,5-1743,5 м. Далее извлекают из скважины 1 колонну труб с универсальным вырезающим устройством (УВУ).

В интервале обсадной колонны на 1,5 м ниже кровли (1735 м) непроницаемого естественного пропластка 4 по периметру обсадной колонны 6 выполняют отверстия 10, т.е. поскольку кровля непроницаемого естественного пропластка 4 находится в интервале 1735 м, поэтому отверстия 10 в обсадной колонне 6 производят в интервале 1736,5 м.

Для выполнения отверстий 10 на колонне труб спускают перфоратор и устанавливают его так, чтобы резцы перфоратора размещались в интервале 1736,5 м обсадной колонны 6. В этом интервале обсадной колонны 6 выполняют отверстия 10 в виде шести отверстий по периметру обсадной колонны 6 с углом 60°C (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано) между отверстиями. Количество отверстий выбрано равным шести, поскольку это обеспечивает равномерное заполнение заколонного пространства 8 по периметру обсадной колонны 6 изолирующим составом. Извлекают из скважины колонну труб с перфоратором. Таким образом, между вырезанной частью 9 (см. фиг.2) обсадной колонны 6 и рядом отверстий 10 расстояние непроницаемого естественного пропластка составляет: h=10 м - 1,5 м - 1,5 м - 1,0 м=6,0 м.

Далее спускают в скважину колонну заливочных труб 11 (см. фиг.3) с проходным разбуриваемым пакером 12, производят посадку пакера в обсадной колонне напротив непроницаемого естественного пропластка 4 между вырезанной частью 9 (1743-1744 м) обсадной колонны 6 и отверстиями 10 (1736,5 м) обсадной колонны 6, например в интервале 1740 м.

Вызывают циркуляцию жидкости на устье скважины 1 (см. фиг.3), например, закачкой пресной воды по колонне заливочных труб 11 под пакер 12 через вырезанную часть 9 обсадной колонны 6 по заколонному пространству 8 и ряд отверстий 10 с подъемом жидкости по межтрубному пространству 13 на устье скважины 1.

При отсутствии циркуляции пресной воды производят импульсную обработку непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2 глинокислотной композицией до появления циркуляции пресной воды через вырезанную часть 9 обсадной колонны 6 по заколонному пространству 8 и ряд отверстий 10 с подъемом жидкости по межтрубному пространству 13 на устье скважины 1.

Применяют глинокислотную композицию на основе соляной и плавиковой кислот марки ГК МЛ, ГК НЛ, ГКК, причем марку и рецептуру приготовления глинокислотной композиции выбирают в зависимости от типа породы, проницаемости и пористости непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2 (см. табл.14.4. стр.74) «Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» РД 153-39,1-712-11 с учетом объема закачки глинокислотной композиции от 0,3 м³ до 0,4 м³ на один метр обрабатываемого непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2, при этом общий объем закачиваемой глинокислотной композиции должен быть не менее 1,5 м³. Например, при высоте непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2, равного 10 м, необходимо закачать кислотную композицию в объеме: V=8 (0,3 м³-0,4 м³)=3,0-4,0 м³, принимают объем глинокислотной композиции, подлежащей закачке: V=3,5 м³. Импульсную обработку глинокислотной композицией в объеме, например, V=3,5 м³ производят с использованием известного пульсирующего устройства, которое размещают, например, на устье скважины. По окончании закачки производят выдержку на реагирование, например в течение 8-12 ч.

После появления циркуляции закачку пресной воды прекращают. Затем по колонне заливочных труб 11 под пакер 12 под давлением, не превышающим допустимое на обсадную колонну 6, которое определяется технологической службой предприятия с учетом срока службы скважины и среды в которой она эксплуатируется закачивают и продавливают в заколонное пространство 8 в интервал непроницаемого естественного пропластка 4 изолирующий состав с образованием изолирующего моста во внутреннем пространстве 15 обсадной колонны 6 до подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2.

Например, при сроке службы скважины более 20 лет в среде сероводорода допустимое давление на обсадную колонну 6 составляет не более 9 МПа, поэтому закачивают и продавливают в заколонное пространство 8 (см. фиг.4) в интервал - h непроницаемого естественного пропластка 4 изолирующий состав 14, например, под давлением 8 МПа.

В качестве изолирующего состава используют смесь синтетической смолы Барс 3 с отвердителем смолы Барс 3 в соотношении, соответственно, 5:1. Синтетическую смолу Барс 3 и отвердитель смолы Барс 3 производит ООО «Тюменский завод пластмасс» по ТУ 2221-081-26-15-15.

Продавку синтетической смолы, например, в объеме 1 м³ проводят с помощью продавочной жидкости, например, сточной водой, плотностью 1180 кг/м³, в заколонное пространство 8 скважины 1 и внутреннее пространство 15 обсадной колонны 6 над разбуриваемым пакером 12 до подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2, т.е. с образованием изолирующего моста.

После чего приподнимают колонну заливочных труб выше подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 (на фиг.1-5 не показано) и вымывают излишки синтетической смолы из межтрубного пространства 13 (см. фиг.4) обсадной колонны 6 и извлекают заливочную колонну труб из скважины 1. После ожидания затвердевания синтетической смолы разбуривают проходной пакер 12 (фиг.4) и глухой пакер 8' и изолирующий мост из внутреннего пространства 15 обсадной колонны 6. В результате в заколонном пространстве 8 (фиг.5) остается прочный и надежный экран в интервале 1736,5-1742,5 м, исключающий заколонный переток из водонасыщенной зоны 3 в нефтенасыщенную зону 5 пласта 2.

Разбуривание производят с помощью, например, долота и винтового забойного двигателя, спущенного в скважину 1 на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано).

Устраняют временную кольматацию нефтенасыщенной зоны 5 (см. фиг.5) пласта 2, например, установкой кислотной ванны с применением 25% соляной ингибированной кислоты, выпускаемой фирмой «НИИНЕФТЕПРОМХИМ» по ТУ 2458-264-05765670-99 (г. Чебоксары, Российская Федерация).

Далее с целью исключения смещения верхней части 16 и нижней частей 17 в обсадной колонне 6 напротив ее вырезанной части 9 устанавливают толстостенный патрубок 18 с центраторами 19 и 20 на верхнем и нижнем концах, соответственно. Например, в 168 мм обсадную колонну 6 спускают толстостенный патрубок 18 длиной 2 метра и диаметром 127 мм × 9 мм с центраторами 19 и 20 на концах.

Установка толстостенного патрубка исключает смещение частей обсадной колонны, благодаря чему увеличивается межремонтный период работы скважины.

После чего скважину 1 (см. фиг.1) запускают в эксплуатацию. Для этого оснащают эксплуатационным оборудованием, например, установкой для одновременно-раздельной эксплуатации (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано) и производят добычу нефти через перфорационные отверстия 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 (см. фиг.5) и отбор воды через интервалы перфорации 21 водонасыщенной зоны 3 пласта 2, например, в целях межскважинной перекачки сточной воды.

Пример №2.

В процессе эксплуатации скважины 1 вода из водонасыщенной зоны 3 пласта 2 по заколонному пространству 8 обсадной колонны 6 скважины 1 и непроницаемому естественному пропластку 4 прорывается через перфорационные отверстия 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 в скважину 1, при этом происходит обводнение добываемой нефти. Это происходит вследствие того, что давление в водонасыщенной зоне 3 пласта 2 выше, чем в нефтенасыщенной зоне 5 пласта 2.

По данным промысловых исследований уточняют характер нефтеводонасыщенности, т.е. размещение водонасыщенной зоны 3 относительно нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 и интервалы залегания водонасыщенных 3 и нефтенасыщенных зон 5 и размеры непроницаемого естественного пропластка 4. Например, интервал залегания нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 составляет 1750-1755 м ниже в интервале 1755-1766 м расположен непроницаемый естественный пропласток 4, ниже которого в интервале 1766-1770 м залегает водонасыщенная зона 3 пласта 2. Определяют пористость и остаточную нефтенасыщенность пласта 2. Таким образом, толщина непроницаемого естественного пропласток 4 составляет 11 м.

Устанавливают глухой пакер 8' в интервале 1766 м (см. фиг.2) и производят временную кольматацию нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 через перфорационные отверстия 7 любым известным кольматирующим составом, например, мелом природным, обогащенным по ГОСТ 12085-88, поскольку мел хорошо растворяется в соляной кислоте. Кольматация необходима для дальнейшей обработки нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 кислотой при притоке нефти ниже рентабельной величины.

Вырезают часть обсадной колонны высотой 1,0 выше подошвы непроницаемого естественного пропластка 4 любым известньм устройством, например, с помощью универсального вырезающего устройства (УВУ), спущенного в скважину на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано).

Например, при толщине непроницаемого естественного пропластка 4, равного 11 м, как указано выше, вырезание части обсадной колонны 6 (см. фиг.2) производят выше подошвы (1766 м) непроницаемого естественного пропластка 4, на 1,2 м, т.е. в интервале 1764,8 м высотой 1,0 м. В результате образуется вырезанная часть 9 обсадной колонны 6 высотой 1,0 м по периметру обсадной колонны 6 в интервале 1763,8-1764,8 м. Далее извлекают из скважины 1 колонну труб с универсальным вырезающим устройством (УВУ).

В интервале обсадной колонны на 1,3 м ниже кровли (1755 м) непроницаемого естественного пропластка 4 по периметру обсадной колонны 6 выполняют отверстия 10, т.е. поскольку кровля непроницаемого естественного пропластка 4 находится в интервале 1755 м, поэтому отверстия 10 в обсадной колонне 6 производят в интервале 1756,3 м.

Для выполнения отверстий 10 на колонне труб спускают перфоратор, так чтобы резцы перфоратора размещались в интервале 1756,3 м обсадной колонны 6. В этом интервале обсадной колонны 6 выполняют отверстия 10 в виде шести отверстий по периметру обсадной колонны 6 с углом 60°C (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано) между отверстиями. Количество отверстий выбрано равным шести, поскольку это обеспечивает равномерное заполнение заколонного пространства 8 по периметру обсадной колонны 6 изолирующим составом. Извлекают из скважины колонну труб с перфоратором. Таким образом, между вырезанной частью 9 (см. фиг.2) обсадной колонны б и рядом отверстий 10 расстояние непроницаемого естественного пропластка составляет: h=11 м - 1,0 м - 1,2 м - 1,3 м=7,5 м.

Далее спускают в скважину колонну заливочных труб 11 (см. фиг.3) с проходным разбуриваемым пакером 12, производят посадку пакера в обсадной колонне напротив непроницаемого естественного пропластка 4 между вырезанной частью 9 (1763,8-1764,8 м) обсадной колонны 6 и отверстиями 10 (1743,7 м) обсадной колонны 6, например в интервале 1752 м.

Вызывают циркуляцию жидкости на устье скважины 1 (см. фиг.3), например, закачкой пресной воды по колонне заливочных труб 11 под пакер 12 через вырезанную часть 9 обсадной колонны 6 по заколонному пространству 8 и ряд отверстий 10 с подъемом жидкости по межтрубному пространству 13 на устье скважины 1.

При отсутствии циркуляции пресной воды производят импульсную обработку непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2 глинокислотной композицией до появления циркуляции пресной воды через вырезанную часть 9 обсадной колонны 6 по заколонному пространству 8 и ряд отверстий 10 с подъемом жидкости по межтрубному пространству 13 на устье скважины 1.

Применяют глинокислотную композицию на основе соляной и плавиковой кислот марки ГК МЛ, ГК НЛ, ГКК, причем марку и рецептуру приготовления глинокислотной композиции выбирают в зависимости от типа породы, проницаемости и пористости непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2 (см. табл.14.4. стр.74) «Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «Татнефть» РД 153-39,1-712-11 с учетом объема закачки глинокислотной композиции от 0,3 м³ до 0,4 м³ на один метр обрабатываемого непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2, при этом общий объем закачиваемой глинокислотной композиции должен быть не менее 1,5 м³. При высоте непроницаемого естественного пропластка 4 пласта 2, равного 11 м, необходимо закачать кислотную композицию в объеме: V=11 (0,3 м³-0,4 м³)=3,3-4,4 м³, принимают объем глинокислотной композиции, подлежащей закачке: V=3,8 м³. Импульсную обработку глинокислотной композицией в объеме, например, V=3,8 м³ производят с использованием известного пульсирующего устройства, которое размещают, например, на устье скважины. По окончании закачки производят выдержку на реагирование, например в течение 8-12 ч.

После появления циркуляции закачку пресной воды прекращают. Затем по колонне заливочных труб 11 под пакер 12 под давлением, не превышающим допустимое на обсадную колонну 6, которое определяется технологической службой предприятия с учетом срока службы скважины и среды в которой она эксплуатируется закачивают и продавливают в заколонное пространство 8 в интервал непроницаемого естественного пропластка 4 изолирующий состав с образованием изолирующего моста во внутреннем пространстве 15 обсадной колонны 6 до подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2.

При сроке службы скважины более 20 лет в среде сероводорода допустимое давление на обсадную колонну 6 составляет не более 9 МПа, поэтому закачивают и продавливают в заколонное пространство 8 (см. фиг.4) в интервал - h непроницаемого естественного пропластка 4 изолирующий состав 14, например, под давлением 8 МПа.

В качестве изолирующего состава используют смесь синтетической смолы Барс 3 с отвердителем смолы Барс 3 в соотношении, соответственно, 5:1. Синтетическую смолу Барс 3 и отвердитель смолы Барс 3 производит ООО «Тюменский завод пластмасс» по ТУ 2221-081-26-15-15.

Продавку синтетической смолы, например, в объеме 1 м проводят с помощью продавочной жидкости, например, сточной водой, плотностью 1180 кг/м³, в заколонное пространство 8 скважины 1 и внутреннее пространство 15 обсадной колонны 6 над разбуриваемым пакером 12 до подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2, т.е. с образованием изолирующего моста.

После чего приподнимают колонну заливочных труб выше подошвы нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 (на фиг.1-5 не показано) и вымывают излишки синтетической смолы из межтрубного пространства 13 (см. фиг.4) обсадной колонны 6 и извлекают заливочную колонну труб из скважины 1. После ожидания затвердевания синтетической смолы разбуривают проходной пакер 12 (фиг.4) и глухой пакер 8' и изолирующий мост из внутреннего пространства 15 обсадной колонны 6. В результате в заколонном пространстве 8 (фиг.5) остается прочный и надежный экран в интервале 1756,3-1763,8 м, исключающий заколонный переток из водонасыщенной зоны 3 в нефтенасыщенную зону 5 пласта 2.

Разбуривание производят с помощью, например, долота и винтового забойного двигателя, спущенного в скважину 1 на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано).

Устраняют временную кольматацию нефтенасыщенной зоны 5 (см. фиг.5) пласта 2, например, установкой кислотной ванны с применением 25% соляной ингибированной кислоты, выпускаемой фирмой «НИИНЕФТЕПРОМХИМ» по ТУ 2458-264-05765670-99 (г. Чебоксары, Российская Федерация).

Далее с целью исключения смещения верхней части 16 и нижней частей 17 в обсадной колонне 6 напротив ее вырезанной части 9 устанавливают толстостенный патрубок 18 с центраторами 19 и 20 на верхнем и нижнем концах, соответственно. Например, в 168 мм обсадную колонну 6 спускают толстостенный патрубок 18 длиной 2 метра и диаметром 127 мм × 9 мм с центраторами 19 и 20 на концах.

Установка толстостенного патрубка исключает смещение частей обсадной колонны, благодаря чему увеличивается межремонтный период работы скважины.

После чего скважину 1 (см. фиг.1) запускают в эксплуатацию. Для этого оснащают эксплуатационным оборудованием, например, установкой для одновременно-раздельной эксплуатации (на фиг.1, 2, 3, 4, 5 не показано) и производят добычу нефти через перфорационные отверстия 7 нефтенасыщенной зоны 5 пласта 2 (см. фиг.5) и отбор воды через интервалы перфорации 21 водонасыщенной зоны 3 пласта 2, например, в целях межскважинной перекачки сточной воды.

Реализация предложенного способа позволит повысить эффективность способа разработки обводненного нефтяного месторождения за счет исключения заколонного перетока в скважине между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта путем создания надежного и прочного экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенные зоны пласта от нефтенасыщенных зон с возможностью одновременно-раздельной разработки как нефтенасыщенной зоны, так и водонасыщенной зоны пласта обводненного нефтяного месторождения, а также способ позволит повысить прочность конструкции скважины, которая достигается за счет минимального расстояния вырезаемой части обсадной колонны.