Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ, ВСКРЫВШЕЙ ВОДОНЕФТЯНУЮ ЗАЛЕЖЬ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при проведении ремонтно-изоляционных работ в обсаженных вертикальных или наклонно-направленных добывающих скважинах.

В последние годы на территории Западной Сибири открываются глубокоза-легающие низкоамплитудные, сложнопостроенные залежи нефти, приуроченные к переходным водонефтяным зонам. Большинство нефтяных и газовых залежей подстилаются частично или полностью подошвенными водами либо оконтуриваются краевыми водами. В процессе освоения и опытно-промышленных работ, особенно при эксплуатации скважин, в результате активного продвижения границ раздела получают, как правило, двухфазные притоки с опережающим движением воды.

Увеличение продуктивности скважин и получение безводных промышленных притоков углеводородов является актуальной проблемой, решение которой отразится на повышении эффективности подготовки извлекаемых запасов нефти и газа промышленных категорий, степени использования сырьевых ресурсов и увеличения в целом экономического потенциала Западно-Сибирского региона [Зозуля Г.П., Клещенко И.И., Гейхман М.Г., Чабаев Л.У. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - 138 с.].

С целью предупреждения конусообразования, особенно при эксплуатации однородных коллекторов, между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта устанавливаются водонепроницаемые экраны. Установка искусственных непроницаемых экранов, как правило, не дает существенного эффекта, так как не удается создать экран большой протяженности по радиусу от оси скважины. К тому же при водонапорном режиме, когда напор подошвенных вод является основным источником энергии при вытеснении нефти, стационарное положение экрана ограничивает его (режим) энергетические возможности созданием больших гидравлических сопротивлений.

В настоящее время существует множество способов и устройств для проведения водоизоляционных работ, имеющих те или иные достоинства и недостатки.

Известно устройство для изоляции пластов в скважине [Патент РФ изобретение №2071545], включающее соединенные между собой патрубками верхний и нижний пакеры, каждый из которых имеет корпус с радиальным каналом, обечайку, образующую с наружной поверхностью корпуса кольцевую полость, кольцевой конус и шлипсы, размещенные снаружи корпуса с возможностью взаимодействия друг с другом, и обратные клапаны, при этом устройство снабжено муфтой, установленной над верхним пакером и связанной с корпусом переводником, который соединен с кольцевым конусом верхнего пакера, муфтой и ступенчатыми втулками, меньшие ступени которых ориентированы в противоположные стороны, большие ступени помещены в кольцевых полостях, а обратные клапаны и уплотнительные элементы пакеров установлены в ступенчатых втулках, помещенных между обечайками и кольцевыми конусами, при этом переводник связан с муфтой срезными винтами и выполнен с возможностью осевого перемещения относительно муфты до упора в нее кольцевого конуса верхнего пакера.

Недостатками такого устройства являются сложность конструкции, связанная с большим количеством узлов и деталей, недостаточная надежность, связанная со сложным принципом работы устройства.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для отключения притока пластовой воды в скважинах с горизонтальным забоем [Патент РФ на полезную модель №30158], включающее спускаемые на колонне НКТ надувные пакеры, при этом один из концов НКТ заглушен с целью обеспечения одновременной пакеровки ствола скважины, а другой присоединен к эксплуатационному оборудованию, при чем в насосно-компрессорных трубах выполнены каналы напротив продуктивных пластов, при этом в НКТ напротив надувных пакеров выполнены дополнительные отверстия, которые снабжены прямыми клапанами и механизмом сброса давления для каждого надувного пакера. В каналах НКТ установлены обратные клапаны, а внутри НКТ установлен глубинный насос, при чем НКТ дополнительно снабжены центраторами, которые расположены в непосредственной близости к надувным пакерам.

Недостатками такого устройства являются сложность конструкции, связанная с большим количеством узлов и деталей (центраторы, а также прямые и обратные клапаны), высокие затраты на монтаж (а также демонтаж) и обслуживание устройства в процессе эксплуатации, т.к. эксплуатационное оборудование включено в состав устройства для отключения притока пластовой воды, поэтому в случае его поломки, необходимо извлекать все устройство целиком из скважины.

Задача решается способом проведения водоизоляционных работ в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, а также повышением надежности работы устройства для его осуществления.

Техническим результатом при использовании изобретения будет являться увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ за счет создания качественного водоизоляционного экрана на границе водонефтяного контакта, повышение эффективности водоизоляционных работ.

Новизна изобретения заключается в применении компоновки на насосно-компрессорных трубах, состоящей из двух пакеров надувного действия, между которыми с помощью муфтовых соединений прикреплен перфорированный патрубок длиной от 5 до 9 м. Надувные пакеры имеют корпусы, в которых имеются каналы в виде отверстий для нагнетания технологической жидкости во внутренние полости, находящиеся между корпусами и резиновыми уплотнительными элементами Резиновые уплотнительные элементы прикреплены к корпусам пакеров с помощью стопорных колец на резьбовых соединениях. В нижнем пакере внутри над буртиком расположена пружина, сверху которой находится подвижная втулка. Сверху подвижная втулка внутри пакера подпирается выступом. Подвижная втулка имеет седло.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ предотвращения притока пластовых вод в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, включает бурение добывающей скважины, вскрытие нефтенасыщенной части и водонасыщенной части пласта на 10 м ниже уровня водонефтяного контакта, спуск обсадной колонны, проведение работ по цементированию и креплению ствола скважины, ожидание времени затвердевания цемента, спуск перфоратора до уровня ВНК, проведение перфорации, спуск компоновки на насосно-компрессорных трубах, состоящей из двух пакеров надувного действия, между которыми с помощью муфтовых соединений прикреплен перфорированный патрубок длиной от 5 до 9 м, до уровня ВНК. После спуска компоновки, производится сброс шара в НКТ, производится закачка тампонажного состава в необходимом объеме в колонну НКТ. В процессе закачки тампонажного состава резиновые уплотнительные элементы пакеров находятся в разжатом состоянии, тампонажный состав через перфорационные отверстия перфорированного патрубка закачивается в пласт на границе ВНК. После проведения работ по закачке тампонажного состава, производится отсоединение колонны НКТ от компоновки, скважина остается на ОЗЦ, после этого в скважину спускается бурильная колонна с фрезой, проводятся работы по разбуриванию компоновки с вымывом металлической стружки и остатков тампонажного состава в скважине на поверхность. По окончании разбуриваемых работ от забоя скважины до кровли водоизоляционного экрана ставится цементный мост, в скважину спускается перфоратор в интервале нефтенасыщенной части пласта, скважина перфорируется и выводится на режим.

При этом в качестве водоизоляционного состава предлагается использовать состав, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 1 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2%, суперпластификатор F-10 0,9-1,3%, вода -остальное [Патент РФ №2613067. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах / Леонтьев Д.С., Кустышев А.В., Клещенко И.И. и др.].

Способ реализуется следующим образом.

Способ предотвращения притока пластовых вод в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, включает бурение добывающей скважины (1), вскрытие нефтенасыщенной части (2) и водонасыщенной части (3) пласта на 10 м ниже уровня водонефтяного контакта (4) (ВНК), спуск обсадной колонны, проведение работ по цементированию и креплению ствола скважины (1), ожидание времени затвердевания цемента (ОЗЦ), спуск перфоратора (5) (например, кумулятивного действия) на кабеле до уровня ВНК (4) и проведение перфорации (6) (фиг. 1).

Спуск компоновки на насосно-компрессорных трубах (7), состоящей из двух пакеров (8) и (9) надувного действия, между которыми с помощью муфтовых соединений (10) и (11) прикреплен перфорированный патрубок (12) длиной от 5 до 9 м, до уровня ВНК (4). Надувные пакеры имеют корпусы (13) и (14), в которых имеются каналы в виде отверстий (15) и (16) для нагнетания технологической жидкости во внутренние полости (17) и (18), находящиеся между корпусами (13)и(14)и резиновыми уплотнительными элементами (19) и (20). Резиновые уплотнительные элементы (19) и (20) прикреплены к корпусам пакеров (13) и (14) с помощью стопорных колец (21) и (22) на резьбовых соединениях. В нижнем пакере (8) внутри над буртиком (23) расположена пружина (24), сверху которой находится подвижная втулка (25). Сверху подвижная втулка (25) внутри пакера (8) подпирается выступом (26). Подвижная втулка (25) имеет седло (27) (фиг. 2).

После спуска компоновки, производится сброс шара (28) в НКТ (7), шар (28) проходя через колонну НКТ (7), верхний пакер (9), попадает в седло (27) подвижной втулки (25), находящейся внутри пакера (7). После этого производится закачка (29) тампонажного состава в необходимом объеме в колонну НКТ (7) (фиг. 3).

При закачке шар (28), находящийся в седле (27) под действием гидравлического давления тампонажного состава сдавливает подвижную втулку (25) пакера (8), происходит сжатие пружины (24), расположенной над буртиком (23), открывается канал (15). Тампонажный состав, прокачиваясь в канал (15), растягивает резиновый уплотнительный элемент (19) пакера (8), тем самым обеспечивая уплотнение пакер (8) со стенкой обсадной колонны скважины (1). Далее в процессе закачки тампонажный состав поступает в перфорационные отверстия перфорированного патрубка (12), а также в канал (16) верхнего пакера (9). Резиновый уплотнительный элемент (20) пакера (9) начинает растягиваться и уплотняться со стенкой обсадной колонны скважины (1). В процессе закачки тампонажного состава резиновые уплотнительные элементы (19) и (20) пакеров (8) и (9) находятся в разжатом состоянии, тампонажный состав через перфорационные отверстия перфорированного патрубка (12) закачивается в пласт на границе ВНК (4).

После проведения работ по закачке тампонажного состава, производится отсоединение колонны НКТ (7) от компоновки, и скважина (1) остается на ОЗЦ. После этого в скважину спускается бурильная колонна (30) с фрезой (31), проводятся работы по разбуриванию компоновки с вымывом металлической стружки и остатков тампонажного состава в скважине (1) на поверхность (фиг. 4).

По окончании разбуриваемых работ от забоя скважины (1) до кровли во до-изоляционного экрана (32) ставится цементный мост (33), в скважину спускается перфоратор (34) в нефтенасыщенную часть (2) пласта (фиг. 5), скважина (1) перфорируется и выводится на режим.

Описание к рисункам:

1 - скважина;

2 - нефтенасыщенная часть пласта;

3 - водонасыщенная часть пласта;

4 - ВНК;

5 - перфоратор;

6 - перфорация

7 - НКТ;

8, 9 - пакеры надувного действия;

10, 11 - муфтовые соединения;

12 - перфорированный патрубок;

13, 14 - корпусы пакеров;

15, 16 - каналы в виде отверстий;

17, 18 - полости;

19, 20 - резиновые уплотнительные элементы;

21, 22 - стопорные кольца;

23 - буртик;

24 - пружина;

25 - подвижная втулка;

26 - выступ;

27 - седло

28 - шар;

29 - направление закачивания тампонажного состава

30 - бурильная колонна;

31 - фреза;

32 - водоизоляционный экран

32 - водоизоляционный экран;

33 - цементный мост;

34 - перфоратор