способ поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах

Формула изобретения

Способ поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах, включающий спуск в скважину до забоя гибкой трубы колтюбинговой установки и закачивание водоизолирующей композиции, отличающийся тем, что водоизолирующую композицию продавливают последовательно в каждый, определенный по результатам геофизических исследований скважины, интервал водопритока, начиная от ближнего к забою, после спуска гибкой трубы до забоя в гибкую трубу подают блокирующую жидкость с добавлением деструктора в количестве, обеспечивающем саморазрушение блокирующей жидкости после проведения изоляционных работ, заполняющую горизонтальный участок ствола скважины в интервале от забоя до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, после чего гибкую трубу поднимают до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, далее в гибкую трубу закачивают водоизолирующую композицию в следующей последовательности: сначала закачивают водоизолирующий компонент, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 и нефти в соотношении 1:9 по объему, с одновременным подъемом гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы, причем как только водоизолирующий компонент прокачают до башмака гибкой трубы, затрубное пространство и кольцевое пространство между гибкой трубой и колонной насосно-компрессорных труб перекрывают и водоизолирующий компонент продавливают в пласт для создания равномерного экрана, после закачки расчетного количества водоизолирующего компонента, состоящего из ЭТС-40 и нефти, закачивают буферную жидкость, при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы производят спуск гибкой трубы до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, далее закачивают водоизолирующий компонент, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н, с одновременным подъемом гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы, затем вновь закачивают буферную жидкость, при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы производят спуск гибкой трубы до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, после этого закачивают водоизолирующий компонент, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с одновременным подъемом гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы, после продавки водоизолирующего компонента, состоящего из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме не менее объема гибкой трубы, производят спуск гибкой трубы до интервала горизонтального участка ствола скважины, заполненного блокирующей жидкостью, и производят заполнение горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью до нижней части следующего от забоя интервала водопритока, после чего гибкую трубу поднимают до нижней части следующего от забоя интервала водопритока, и далее аналогичным образом производят изоляцию каждого последующего, считая от забоя, интервала водопритока, после изоляции самого дальнего от забоя интервала водопритока в горизонтальном участке ствола скважины гибкую трубу поднимают в эксплуатационную колонну, и скважину оставляют под давлением на реагирование водоизолирующих компонентов и разрушение блокирующей жидкости, после чего гибкую трубу спускают до забоя и производят прямую промывку скважины в объеме не менее 2 циклов циркуляции.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляции водопритоков в горизонтальных стволах добывающих скважин.

Известен способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины (RU 2363841 C1, МПК E21B 43/32 (2006.01), опубл. 10.08.2009). Данный способ включает закачку блокирующей жидкости с «оптимальным временем жизни», в течение которого обеспечивается закачка в изолируемый интервал заданного объема полимера, продавку раствора полимера, остановку скважины на период структурообразования полимера, закачку деструктора полимера и продавку его в ближнюю прискважинную зону.

Недостатками указанного способа являются сложность восстановления естественной проницаемости в ближней прискважинной зоне после завершения процесса структурообразования полимера, а также сложность подбора как блокирующей жидкости, так и «оптимального времени жизни» этой жидкости, которое может изменяться в пластовых условиях под воздействием давления и температуры, а также в процессе взаимодействия этой жидкости с пластовым флюидом.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод в горизонтальной нефтяной или газовой скважине (RU 2235873 C1, МПК 7 E21B 43/32, E21B 33/13, опубл. 10.09.2004).

Способ включает спуск в скважину безмуфтовой длинномерной трубы, заполнение горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью с последующей закачкой водоизолирующей композиции в обводненный интервал пласта.

Недостатками указанного способа являются необходимость глушения скважины, что существенно увеличивает время осуществления операции, и отсутствие возможности проведения изоляции притока пластовой воды из двух и более интервалов горизонтального ствола скважины.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в разработке эффективного способа поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины, обеспечивающего селективное проникновение водоизолирующей композиции преимущественно в область водопритока, причем также в протяженные горизонтальные скважины как с обсаженным или открытым забоем, так и оборудованные хвостовиком-фильтром.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины как с обсаженным или открытым забоем, так и оборудованные хвостовиком-фильтром.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах, включающем спуск в скважину до забоя гибкой трубы колтюбинговой установки и закачивание водоизолирующей композиции, в отличии от известного водоизолирующую композицию продавливают последовательно в каждый, определенный по результатам геофизических исследований скважины, интервал водопритока, начиная от ближнего к забою, после спуска гибкой трубы до забоя в гибкую трубу подают блокирующую жидкость с добавлением деструктора в количестве, обеспечивающем саморазрушение блокирующей жидкости после проведения изоляционных работ, заполняющую горизонтальный участок ствола скважины в интервале от забоя до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, после чего гибкую трубу поднимают до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, далее в гибкую трубу закачивают водоизолирующую композицию в следующей последовательности: сначала закачивают водоизолирующий компонент, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 и нефти в соотношении 1:9 по объему, с одновременным подъемом гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы (V_ВИК=2V_ГТ), причем как только водоизолирующий компонент прокачают до башмака гибкой трубы, затрубное пространство и кольцевое пространство между гибкой трубой и колонной насосно-компрессорных труб перекрывают и водоизолирующий компонент продавливают в пласт для создания равномерного экрана, после закачки расчетного количества водоизолирующего компонента, состоящего из ЭТС-40 и нефти, закачивают буферную жидкость, при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы производят спуск гибкой трубы до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, далее закачивают водоизолирующий компонент, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н, с одновременным подъемом гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы, затем вновь закачивают буферную жидкость, при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы производят спуск гибкой трубы до нижней части ближнего к забою интервала водопритока, после этого закачивают водоизолирующий компонент, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с одновременным подъемом гибкой трубы до верхней части ближнего к забою интервала водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы, после продавки водоизолирующего компонента, состоящего из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме не менее объема гибкой трубы, производят спуск гибкой трубы до интервала горизонтального участка ствола скважины, заполненного блокирующей жидкостью, и производят заполнение горизонтального участка ствола скважины блокирующей жидкостью до нижней части следующего от забоя интервала водопритока, после чего гибкую трубу поднимают до нижней части следующего от забоя интервала водопритока, и далее аналогичным образом производят изоляцию каждого последующего, считая от забоя, интервала водопритока, после изоляции самого дальнего от забоя интервала водопритока в горизонтальном участке ствола скважины гибкую трубу поднимают в эксплуатационную колонну, и скважину оставляют под давлением на реагирование водоизолирующих компонентов и разрушение блокирующей жидкости, после чего гибкую трубу спускают до забоя и производят прямую промывку скважины в объеме не менее 2 циклов циркуляции.

Водоизолирующая композиция, включающая несколько водоизолирующих компонентов, обеспечивает селективную изоляцию притока пластовых вод в обводненных скважинах с сохранением продуктивной характеристики ПЗП. Следует отметить, что при концентрации ГКЖ-11Н в ЭТС-40 более 10% значительно сокращается время полимеризации, что может привести к невозможности закачки водоизоляционной композиции в пласт, а при более низком содержании ГКЖ-11Н (менее 5%) в ЭТС-40 значительно возрастает время процесса полимеризации, что экономически неоправданно при проведении водоизоляционных работах на скважине.

Представленные чертежи поясняют схему реализации способа в горизонтальном участке ствола скважины, оборудованном фильтром-хвостовиком на примере трехинтервальной обработки.

На фиг.1 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины со спущенной до забоя гибкой трубой, подготовленный для закачивания блокирующей жидкости. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, гибкая труба 7, ближний к забою интервал 8 водопритока, последующие интервалы 9 водопритока, нижняя часть 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока, верхняя часть 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока.

На фиг.2 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины, заполненный блокирующей жидкостью 12, в интервале от забоя до нижней части ближнего к забою интервала водопритока 11. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, гибкая труба 7, ближний к забою интервал 8 водопритока, последующие интервалы 9 водопритока, нижняя часть 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока, верхняя часть 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока, блокирующая жидкость 12.

На фиг.3 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины и продуктивный пласт 2 после продавливания в ближний к забою интервал 8 водопритока компонентов 13, 14, 15 водоизолирующей композиции. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, гибкая труба 7, ближний к забою интервал 8 водопритока, последующие интервалы 9 водопритока, нижняя часть 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока, верхняя часть 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока, блокирующая жидкость 12, водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 и нефти, водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н, водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40.

На фиг.4 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины, заполненный блокирующей жидкостью 12, в интервале от забоя до нижней части следующего интервала 9 водопритока и продуктивный пласт 2 с изолированным ближним к забою интервалом 8 водопритока. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, гибкая труба 7, ближний к забою интервал 8 водопритока, последующие интервалы 9 водопритока, блокирующая жидкость 12, непроницаемый экран 16, образовавшийся в результате взаимодействия компонентов 13, 14, 15 водоизолирующей композиции, селективный водонепроницаемый экран 17, образовавшийся в результате взаимодействия водоизолирующего компонента 15, состоящего из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с водой.

На фиг.5 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины в процессе технического отстоя скважины под давлением после изоляции всех интервалов 8, 9 водопритока, подъема гибкой трубы 7 в эксплуатационную колонну 3. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, гибкая труба 7, блокирующая жидкость 12, непроницаемый экран 16, образовавшийся в результате взаимодействия компонентов 13, 14, 15 водоизолирующей композиции, селективный водонепроницаемый экран 17, образовавшийся в результате взаимодействия водоизолирующего компонента 15, состоящего из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с водой.

На фиг.6 представлен горизонтальный участок 1 ствола скважины после проведения водоизоляционных работ и промывки скважины. Позициями на чертеже обозначены: горизонтальный участок 1 ствола скважины, продуктивный пласт 2, эксплуатационная колонна 3 и цементное кольцо 4 за эксплуатационной колонной 3, фильтр-хвостовик 5 с центраторами 6, непроницаемый экран 16, образовавшийся в результате взаимодействия компонентов 13, 14, 15 водоизолирующей композиции, селективный водонепроницаемый экран 17, образовавшийся в результате взаимодействия водоизолирующего компонента 15, состоящего из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с водой.

Способ реализуется следующим образом.

В горизонтальный участок 1 ствола скважины до забоя спускают гибкую трубу 7 колтюбинговой установки, по которой подают блокирующую жидкость 12. В качестве блокирующей жидкости 12 используют сшитый гель с добавлением деструктора в количестве, обеспечивающем саморазрушение блокирующей жидкости 12 после проведения изоляционных работ, заполняющий горизонтальный участок 1 ствола скважины в интервале от забоя до нижней части 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока, определенного по результатам ГИС. После чего гибкую трубу 7 поднимают до нижней части 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока. Далее в гибкую трубу 7 закачивают водоизолирующую композицию, состоящую из нескольких компонентов, закачиваемых последовательно: водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 и нефти; буферная жидкость (например, нефть); водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н; буферная жидкость; водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, в следующей последовательности: сначала закачивают водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 и нефти в соотношении 1:9 по объему, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до верхней части 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока так, чтобы скорость заполнения (V_ВИК ) горизонтального участка 1 ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения (V_ГТ) гибкой трубы 7 (V_ВИК= 2V_ГТ), для обеспечения равномерного распределения состава в пласте. Причем как только водоизолирующий компонент 13 прокачают до башмака гибкой трубы 7, затрубное пространство и кольцевое пространство между гибкой трубой 7 и колонной насосно-компрессорных труб перекрывают и водоизолирующий компонент 13 продавливают в пласт для создания равномерного водоизолирующего экрана, оттесняющего фронт воды от ствола скважины в глубину пласта. После закачки расчетного количества водоизолирующего компонента 13 закачивают буферную жидкость, например нефть, при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы 7 производится спуск гибкой трубы 7 до нижней части 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока. Далее закачивают водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до верхней части 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка 1 ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы 7. Затем вновь закачивают буферную жидкость (нефть), при этом при подходе буферной жидкости к башмаку гибкой трубы 7 производится спуск гибкой трубы 7 до нижней части 10 ближнего к забою интервала 8 водопритока, после этого закачивают водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до верхней части 11 ближнего к забою интервала 8 водопритока так, чтобы скорость заполнения горизонтального участка 1 ствола скважины была в 2 раза больше скорости перемещения гибкой трубы 7. После продавки водоизолирующего компонента 15 в объеме не менее объема гибкой трубы 7 производят спуск гибкой трубы 7 до интервала горизонтального участка 1 ствола скважины, заполненного блокирующей жидкостью 12, и производят заполнение горизонтального участка 1 ствола скважины блокирующей жидкостью 12 до нижней части следующего интервала 9 водопритока. После чего гибкую трубу 7 поднимают до нижней части следующего интервала 9 водопритока, и далее аналогичным образом производится изоляция каждого последующего, считая от забоя, интервала 9 водопритока. После изоляции самого дальнего от забоя интервала 9 водопритока в горизонтальном участке 1 ствола скважины гибкую трубу 7 поднимают в эксплуатационную колонну, и скважину оставляют под давлением на реагирование водоизолирующих компонентов 13, 14, 15 и разрушение блокирующей жидкости 12, после чего гибкую трубу 7 спускают до забоя и производят прямую промывку скважины в объеме не менее 2 циклов циркуляции.

Пример реализации способа 1

Скважина с горизонтальным окончанием длиной 400 м и диаметром 140 мм, оборудованная фильтром-хвостовиком 5 наружным диаметром 114 мм, спущенным до забоя. Пластовая вода поступает в интервалах горизонтального участка 1 ствола скважины 100-110 м, 125-138 м, 150-166 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины).

Водоизоляционные работы проводят с использованием колтюбинговой установки с гибкой трубой 7 диаметром 38,1 мм (длина труб на барабане 3500 м) в следующей последовательности.

В скважину спускают до башмака фильтра-хвостовика 5 гибкую трубу 7, по которой закачивается 2,92 м³ блокирующей жидкости 12, в качестве которой используется сшитый гель, с добавлением деструктора, на основе пероксида натрия, для заполнения горизонтального участка 1 ствола скважины в интервале 166-400 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины). Затем гибкую трубу 7 поднимают на 234 м от башмака фильтра-хвостовика 5, и в гибкую трубу 7 закачивают водоизолирующую композицию, которая доводится до башмака гибкой трубы 7, после чего перекрывают затрубное и кольцевое пространства между гибкой трубой 7 и насосно-компрессорными трубами.

Водоизолирующую композицию, состоящую из водоизолирующих компонентов 13, 14, 15, закачивают в следующей последовательности:

1) закачивают водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 1,6 м³ и нефти в объеме 14,4 м³, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до 250 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,125 м/с;

2) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м³, и производится спуск гибкой трубы 7 до 234 м от башмака фильтра-хвостовика 5;

3) закачивают водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 1,6 м³ , с одновременным подъемом гибкой трубы 7 250 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,125 м/с;

4) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м³, и производится спуск гибкой трубы 7 до 234 м от башмака фильтра-хвостовика 5;

5) закачивают водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 12,8 м³, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 250 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,125 м/с;

6) закачивают продавочную жидкость, например нефть, в объеме 3 м³.

Производят спуск гибкой трубы 7 до интервала скважины, заполненного блокирующей жидкостью 12 (234 м от башмака фильтра-хвостовика 5), по которой закачивается, с использованием штуцера, 0,35 м ³ блокирующей жидкости 12, заполняющей горизонтальный участок 1 ствола скважины в интервале 234-262 м от башмака фильтра-хвостовика 5. Затем гибкую трубу 7 поднимают на 262 м от башмака фильтра-хвостовика 5 и производят изоляцию следующего от забоя интервала 9 водопритока (125-138 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины), а затем в той же последовательности, которая описана выше, производится изоляция последнего интервала водопритока (100-110 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины). После чего гибкую трубу 7 поднимают в эксплуатационную колонну 2, и скважина оставляется на 24 часа под давлением закачки.

Затем гибкую трубу 7 спускают в скважину до башмака фильтра-хвостовика 5 и производят прямую промывку скважины в объеме 2 циклов циркуляции.

Пример реализации способа 2

Скважина с горизонтальным окончанием длиной 1000 м и диаметром 140 мм, оборудованная фильтром-хвостовиком 5 наружным диаметром 102 мм, спущенным до забоя. Пластовая вода поступает в интервалах горизонтального участка 1 ствола скважины 435-460 м, 734-760 м, 820-852 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины).

Водоизоляционные работы проводят с использованием колтюбинговой установки с гибкой трубой 7 диаметром 44,5 мм (длина труб на барабане 3000 м) в следующей последовательности.

После изоляции ближнего к забою интервала 8 водопритока (820-852 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины), спускают гибкую трубу 7 до интервала горизонтального участка 1 ствола скважины, заполненного блокирующей жидкостью 12 (148 м от башмака фильтра-хвостовика 5), и закачивают, с использованием штуцера, 1,15 м³ блокирующую жидкость 12, в качестве которой используется сшитый гель, с добавлением деструктора, на основе пероксида натрия, для заполнения горизонтального участка 1 ствола скважины в интервале 148-240 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины). Затем гибкую трубу 7 поднимают на 240 м от башмака фильтра-хвостовика 5, и в гибкую трубу 7 закачивают водоизолирующую композицию, которая доводится до башмака гибкой трубы 7, после чего перекрывают затрубное и кольцевое пространства между гибкой трубой 7 и насосно-компрессорными трубами.

Водоизолирующую композицию, состоящую из водоизолирующих компонентов 13, 14, 15, закачивают в следующей последовательности:

1) закачивают водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 2,6 м³ и нефти в объеме 23,4 м ³, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до 266 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,2 м/с;

2) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м³ , и производится спуск гибкой трубы 7 до 240 м от башмака фильтра-хвостовика 5;

3) закачивают водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 2,6 м³, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до 266 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,2 м/с;

4) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м³, и производится спуск гибкой трубы 7 до 240 м от башмака фильтра-хвостовика 5;

5) закачивают водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 46,8 м³, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 266 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,2 м/с;

6) закачивают продавочную жидкость, например нефть, в объеме 3,5 м³.

Производят спуск гибкой трубы 7 до интервала скважины, заполненного блокирующей жидкостью 12 (266 м от башмака фильтра-хвостовика 5), по которой закачивается, с использованием штуцера, 3,73 м ³ блокирующей жидкости 12, заполняющей горизонтальный участок 1 ствола скважины в интервале 240-540 м от башмака фильтра-хвостовика 5. Затем гибкую трубу 7 поднимают на 540 м от башмака фильтра-хвостовика 5 и производят изоляцию последнего, самого дальнего от забоя интервала 9 водопритока (435-460 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины). После чего гибкую трубу 7 поднимают в эксплуатационную колонну 2, и скважина оставляется на 24 часа под давлением закачки.

Затем гибкую трубу 7 спускают в скважину до башмака фильтра-хвостовика 5 и производят прямую промывку скважины в объеме 2 циклов циркуляции.

Пример реализации способа 3

Скважина с горизонтальным окончанием длиной 1500 м и диаметром 161 мм, оборудованная фильтром-хвостовиком 5 наружным диаметром 127 мм, спущенным до забоя. Пластовая вода поступает в интервалах горизонтального участка 1 ствола скважины 327-356 м, 789-793 м, 994-1020 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины).

Водоизоляционные работы проводят с использованием колтюбинговой установки с гибкой трубой 7 диаметром 50,3 мм (длина труб на барабане 3000 м) в следующей последовательности.

После изоляции ближнего к забою 8 и одного следующего 9 интервалов водопритока (789-793 м, 994-1020 м, считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины), спускают гибкую трубу 7 до интервала горизонтального участка 1 ствола скважины, заполненного блокирующей жидкостью 12 (707 м от башмака фильтра-хвостовика 5), и закачивают, с использованием штуцера, 7,31 м³ блокирующей жидкости 12, в качестве которой используется сшитый гель, с добавлением деструктора, на основе пероксида натрия, для заполнения горизонтального участка 1 ствола скважины в интервале 707-1144 м (считая от начала горизонтального участка 1 ствола скважины). Затем гибкую трубу 7 поднимают на 1144 м от башмака фильтра-хвостовика 5, и в гибкую трубу 7 закачивают водоизолирующую композицию, которая доводится до башмака гибкой трубы 7, после чего перекрывают затрубное и кольцевое пространства между гибкой трубой 7 и насосно-компрессорными трубами.

Водоизолирующую композицию, состоящую из водоизолирующих компонентов 13, 14, 15, закачивают в следующей последовательности:

1) закачивают водоизолирующий компонент 13, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 2,9 м³ и нефти вобъеме 26,1 м³, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до 1173 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,1 м/с;

2) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м³, и производится спуск гибкой трубы 7 до 1144 м от башмака фильтра-хвостовика 5;

3) закачивают водоизолирующий компонент 14, состоящий из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н в объеме 2,9 м³ , с одновременным подъемом гибкой трубы 7 до 1173 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,1 м/с;

4) закачивают буферную жидкость (нефть) в объеме 0,4 м³ , и производится спуск гибкой трубы 7 до 1144 м от башмака фильтра-хвостовика 5;

5) закачивают водоизолирующий компонент 15, состоящий из гидрофобизирующей добавки этилсиликат ЭТС-40 в объеме 35,6 м³, с одновременным подъемом гибкой трубы 7 1173 м от башмака фильтра-хвостовика 5 со скоростью 0,1 м/с;

6) закачивают продавочную жидкость, например нефть, в объеме 4,3 м³.

Производят подъем гибкой трубы 7 в эксплуатационную колонну 2, и скважину оставляются на 24 часа под давлением закачки.

Затем гибкую трубу 7 спускают в скважину до башмака фильтра-хвостовика 5 и производят прямую промывку скважины в объеме 2 циклов циркуляции.