СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРОМЫТЫХ ЗОН В ДОБЫВАЮЩЕЙ И НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНАХ Российский патент 2002 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к капитальному ремонту скважин.

Известен способ изоляции призабойной зоны пласта (А.с. 1506076, кл. Е 21 В 33/13, 1989), согласно которому изоляцию притока вод в скважину осуществляют последовательным отключением нефтенасыщенной части пласта, определением профиля водопритока, закачиванием в пласт изолирующего материала и перфорацией обсадной колонны в зоне отсутствия водопритока после отверждения изолирующего материала.

К недостаткам способа относятся ухудшение условий притока нефти к забою скважины и кратковременность действия эффекта изоляции забоя от притока пластовых вод.

Наиболее близким по назначению и совокупности существенных признаков является способ ликвидации поглощении при ремонтно-изоляционных работах в скважине (А. с. 2155858, кл. Е 21 В 33/13, 1999). Способ осуществляют путем последовательного определения профиля притока вод, вырезания части эксплуатационной колонны и цементного камня в интервале продуктивного пласта и установки цементного моста (первый вариант) или зацементированной трубы (второй вариант) в изолируемом интервале.

К недостаткам способа относятся низкая эффективность долговременной изоляции забоя от притока жидкостей и снижение дебита нефти, поскольку изоляции подвергается не источник обводнения - водонасыщенный пропласток, а канал межпластового перетока или продуктивный пласт (второй вариант).

Целью предлагаемого изобретения является интенсификация добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов увеличением дебита эксплуатационных и выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин.

Положительный технический эффект в предлагаемом способе достигается тем, что в интервале эксплуатируемого пласта вырезают часть эксплуатационной колонны, удаляют цементное кольцо, изоляцию высокопроницаемых (промытых) пропластков осуществляют последовательным нагнетанием закупоривающего и отверждаемого растворов при давлении, превышающем пластовое на 8-15 МПа, затем после технологической остановки, определяемом временем твердения цемента, ствол скважины в необсажденном интервале расширяют до диаметра на 14-18% большего номинального по долоту диаметра скважины.

Сущность изобретения заключается в вырезании части эксплуатационной колонны против нефте- или водонасыщенных пластов и удалении цементного кольца, последовательным нагнетанием закупоривающих и твердеющих растворов в высокопроницаемые (промытые) пропластки при давлении, превышающем пластовое на 8-15 МПа, и расширении необсаженного ствола на 14-18% больше его номинального по долоту диаметра с последующим освоением и вводом скважины в эксплуатацию.

Предлагаемые технология и техника изоляции промытых зон идентичны как для производства операций в нагнетательных скважинах, так и в добывающих.

Пример конкретного применения способа на скв. 7119 Холмовской площади (нагнетательная) НГДУ "Азнакаевскнефть"
Для ликвидации промытой зоны и выравнивания профиля приемистости пласта по ГИС выделен промытый пропласток. С помощью трубореза ФКР-146 в интервале перфорации 1682-1691 м (данковолебедянские отложения) вырезали часть эксплуатационной колонны (технологическое "окно"), расширителем (раздвижным) РР-114/152 удалили цементное кольцо. Скважину промыли тремя циклами циркуляции промывочной жидкости. В скважину спустили колонну 89 мм заливочных труб с установкой открытого конца на глубине 1650 м (на 32 м выше кровли изолируемой зоны). Устье скважины обвязали с тампонажной техникой, приготовили и последовательно продавили и закачали в промытую зону 12 м³ гелеобразующего закупоривающего раствора, 8 м³ глинистого раствора плотностью 1210 кг/м³, вязкость - "нетекучий" и 8,5 м³ цементного раствора плотностью 1950 кг/м³ при избыточном давлении нагнетания на устье в конце операции 12 МПа.

После ожидания твердения цемента в течение 48 ч интервал изоляции проработали долотом в интервале 1670-1710 м, а затем при втором спуске инструмента раздвижным расширителем РР-132/168 в необсаженном интервале 1680-1693 м диаметр ствола расширен с 216 до 250 мм. После окончания изоляционных работ скважину освоили под нагнетание и ввели в эксплуатацию.

За период эксплуатации скв. 7119 (1128 суток) из реагирующих скважин дополнительная добыча нефти составила 3678 т. Приемистость скважины после изоляционных работ составила 3,76 м³/сут, т.е. в 2,6 раза меньше чем до изоляции промытой зоны.

К преимуществам предлагаемого способа относятся: селективность изоляционного воздействия на промытую часть эксплуатируемого пласта и эффективная очистка всей фильтрационной поверхности пласта от закольматированной приствольной зоны, что повышает эффективность нагнетания воды за счет охвата большей толщины пласта в нагнетательных скважинах и отключение воды из промытых зон в добывающих скважинах, что в итоге приводит к росту дебита нефти и нефтеотдачи пластов.

Использование: в нефтедобывающей промышленности, в частности при капитальном ремонте добывающих и нагнетательных скважин. Обеспечивает интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов увеличением дебита эксплуатационных и выравниванием приемистости нагнетательных скважин. Сущность изобретения: по способу выделяют промытые зоны, вырезают части эксплуатационной колонны, соответствующей толщине пласта. Одновременно удаляют цементное кольцо. Последовательно нагнетают закупоривающий и отверждаемый растворы. Нагнетание осуществляют при давлении, превышающем пластовое на 8-15 МПа. Затем после технологической остановки, определяемой временем твердения цемента, ствол скважины в необсаженном интервале расширяют до диаметра на 14-18% больше номинального по долоту диаметра скважины.

Способ изоляции промытых зон в добывающей и нагнетательной скважинах, включающий выделение промытых зон, вырезание части эксплуатационной колонны, соответствующей толщине пласта, с одновременным удалением цементного кольца и закачивание изолирующего материала, отличающийся тем, что последовательно нагнетают закупоривающий и отверждаемый растворы при давлении, превышающем пластовое на 8-15 МПа, затем после технологической остановки, определяемой временем твердения цемента, ствол скважины в необсаженном интервале расширяют до диаметра на 14-18% больше номинального по долоту диаметра скважины.