СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ГАЗА В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ Российский патент 2005 года по МПК E21B33/13 E21B43/32 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции заколонных перетоков газа при строительстве и эксплуатации нефтедобывающей скважины.

Одной из проблем освоения и эксплуатации нефтедобывающей скважины является снижение дебита нефти из-за притока газа в зону перфорации нефтяного пласта из газовой шапки или смежного газового пласта либо по негерметичному цементному кольцу, либо по пласту вследствие образования газовой воронки.

Известны способы ликвидации межколонных и заколонных перетоков газа в скважинах, включающие геофизические исследования, перфорацию колонны, закачивание через перфорационные отверстия в газоносный пласт изолирующих составов и создание в нем газоизолирующего экрана. При этом в качестве изолирующего состава для ликвидации газоперетоков используют, например, насыщенные растворы солей с прогревом и последующим охлаждением скважины (патент РФ №2214500, кл. Е 21 В 33/13, 2001 г.).

Известный способ недостаточно эффективен из-за невысоких изолирующих свойств солевого раствора, кроме того реализация способа требует больших затрат тепловой энергии на прогрев скважины.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ ликвидации заколонных перетоков газа и воды в нефтедобывающей скважине, включающий подачу в каналы перетока изолирующего состава, спуск в скважину акустического излучателя и воздействие ультразвуковыми колебаниями на изолирующий состав (патент РФ №2212519, кл. Е 21 В 33/13, 2003 г.).

Однако этот способ недостаточно эффективен из-за малой глубины проникновения изолирующего состава в пласт и, соответственно, малого радиуса изолирующего экрана в пласте.

Целью изобретения является эффективная ликвидация заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине.

Поставленная цель достигается тем, что в способе ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине, включающем геофизические исследования, перфорацию колонны, закачивание под давлением через перфорационные каналы изолирующего состава, создание в газонасыщенном пласте газоизолирующего экрана, в газонасыщенном пласте создают газоизолирующий многослойный экран радиусом 15 м и более, для чего под давлением более 7 МПа, но меньше давления гидроразрыва пласта в газонасыщенный пласт последовательно закачивают в расчете на 1 м толщины пласта воду в количестве, большем или равном 100 м³, затем водный раствор водоизолирующей жидкости, подогретой до температуры 30-50°С, в количестве, большем или равном 3 м³, и цементный раствор в количестве, большем или равном 0,5 м³.

Из патентной и научно-технической литературы нам не известен способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине, содержащий совокупность указанных выше отличительных признаков - размер экрана, вид, последовательность и объемы закачивания изолирующих материалов, режимы их приготовления и нагнетания, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого технического решения.

Достигаемый при осуществлении изобретения технический результат состоит в том, что при такой глубокой изоляции, создании большого газоизолирующего экрана обеспечивается эффективная ликвидация и предупреждение газоперетока в интервал перфорации нефтедобывающей скважины при депрессиях до 10 МПа как по изотропному или анизотропному пласту вследствие образования газовой воронки, так и по дефектам заколонного цементного кольца.

Указанные границы давлений закачивания жидкостей более 7 МПа, но меньше давления гидроразрыва пласта позволяют закачивать жидкости в газовый пласт с возможно большой скоростью, «сплошным фронтом» по толщине пласта, не допуская гидроразрыва пласта и закачивания материалов в трещины гидроразрыва. При давлениях закачивания жидкостей на устье менее 7 МПа приемистость пласта незначительна или отсутствует, поэтому создание экрана потребует много времени или невозможно.

Нагнетание в газовый пласт технической воды в объеме более 100 м³ на 1 м толщины пласта из условия оттеснения газа от ствола скважины на 15 и более м позволяет вытеснить газ в зону малых депрессий, что в совокупности с низкой вертикальной проницаемостью пластов исключает возможность внутрипластового газоперетока при эксплуатации скважины. При радиусе экрана менее 15 м способ недостаточно надежен.

Нагнетание в пласт водоизолирующего гелеобразующего состава в количестве, большем или равном 3 м³ на 1 м толщины пласта, достаточно для оттеснения технической воды от ствола скважины на 3 м и более и исключения возможности вытеснения (выноса) закаченной воды из газового пласта. В качестве водоизолирующих материалов могут быть использованы известные вязкие гелеобразующие растворы солей, полимеров, их композиций, например жидкого стекла, гипана, полиакриамида, композиций жидкого стекла с полиакриламидом, полиакриламида с сшивающими агентами, гексаметилентетраамина с хлористым алюминием и мочевиной и т.п. Предварительное нагревание этих растворов до 30-50°С снижает в 2 и более раз вязкость этих растворов, что позволяет уменьшать давления при их закачивании в пласт и не допускать гидроразрыва пласта. Нагревать растворы до температуры более 50°С нецелесообразно из-за увеличения энергозатрат из-за потери тепла в окружающую среду, особенно в зимние холода.

Нагнетание в газовый пласт цементного раствора в количестве, большем или равном 0,5 м³ на 1 м толщины пласта, докрепляет изоляцию пласта, снижает проницаемость прискважинной зоны пласта, восстанавливает разрушенное цементное кольцо, повышает его герметичность.

Таким образом, в газоносный пласт последовательно закачивают жидкости с возрастающей вязкостью, плотностью, прочностью структуры, создают в его прискважинной зоне большеразмерный «трехслойный» изолирующий экран (вода - гель - цемент), надежно препятствующий поступлению газа в нефтедобывающую скважину и позволяющий эффективно эксплуатировать нефтяные объекты.

Из существующего уровня техники нам не известен способ, включающий совокупность указанных выше действий, обеспечивающий достижение поставленной цели, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию «изобретательский уровень».

Способ осуществляют следующим образом.

В процессе строительства скважины проводят геофизические исследования, определяют газонефтеводонасыщенные интервалы, газоносный пласт - потенциальный источник газопритока в интервал перфорации нефтяного пласта, спускают и цементируют эксплуатационную колонну. Перфорируют колонну в интервале газоносного пласта. Спускают в скважину колонну НКТ с пакером, разобщают ствол пакером над верхними перфорационными отверстиями. Обвязывают устье скважины с цементированными агрегатами (насосами). С помощью агрегатов закачивают воду в газовый пласт. Параллельно в осреднительную емкость набирают воду, подогретую до 30-50°С, растворяют в ней реагенты и готовят водоизолирующий состав в необходимом объеме. После закачивания необходимого объема воды в газовый пласт закачивают водоизолирующий состав, затем цементный раствор. Работы по ликвидации газоперетока ведут при указанных выше давлениях закачивания, объемах нагнетаемых растворов до создания экрана размером более 15 м.

После ОЗЦ и разбуривания цементного моста перфорируют, осваивают и вводят в эксплуатацию нефтяной пласт.

При эксплуатации нефтедобывающей скважины в случае поступления газа в зону перфорации для ликвидации газоперетока в интервале нефтяного пласта устанавливают цементный мост. Затем перфорируют газоносный пласт. Далее ликвидируют газопереток в описанной выше последовательности. После окончания этих работ вновь перфорируют нефтяной пласт и вводят скважину в эксплуатацию.

Способ осуществлен в промысловых условиях.

Примеры осуществления способа

Пример 1. На Тальниковом нефтегазовом месторождении ТПП «Урай-нефтегаз» ООО «ЛУКойл-Западная Сибирь» залежь нефти пластов «П» и «Г» в юрских отложениях представляет собой тонкую нефтяную оторочку, заключенную между обширной газовой шапкой и подстилающей подошвенной водой. При эксплуатации дебит нефти из-за притока газа в зону перфорации быстро сокращается. В результате нефтенасыщенные пласты выключаются из разработки, что недопустимо с точки зрения эффективной эксплуатации месторождения. Ранее предпринимавшиеся попытки изоляции газопроявлений по заколонному пространству закачиванием в газоносный пласт различных газоизолирующих материалов и созданием в пласте экранов размером менее 15 м успеха не имели. В скважине №6838 куста 24 для ликвидации газоперетока при строительстве перед ее освоением перфорировали газонасыщенный пласт в интервале 1925-1927 м. Давление гидроразрыва этого пласта 34,3 МПа, расчетное максимальное давление заканчивания газоизолирующих составов на устье, исключающее гидроразрыв пласта, равно 15 МПа. Спустили в скважину колонну НКТ с пакером, установили пакер на уровне кровли пласта, загерметизировали и спрессовали межколонное пространство. Обвязали устье с цементировочным агрегатом, закачали с его помощью в газонасыщенный пласт (толщина пласта 4 м) 1100 м³ воды при давлении на устье 9 МПа. В расчете на 1 м толщины пласта закачали 275,0 м³ воды. Воду в емкости с исходной температурой 15°С нагрели до 35°С, растворили жидкое стекло и приготовили водоизолирующий раствор жидкого стекла с концентрацией 8%, с плотностью 1,05 г/см³ и вязкостью 5 мПа·с (в 2,5 раза меньше вязкости раствора при 15°С) в количестве 20 м³. Закачали этот раствор в пласт при давлении на устье 10 МПа. После этого закачали в пласт 4,8 м³ цементного раствора плотностью 1,82 г/см³ при давлении на устье 12 МПа. После ликвидации газопритока вскрыли нефтяной пласт в интервале 1929-1932 м. Освоили и ввели скважину в эксплуатацию с дебитом нефти 11 т/сут. Газоприток в скважину при депрессии 8 МПа отсутствовал. Расчетный радиус газоизолирующего экрана превысил 20 м.

Пример 2. На том же месторождении по способу, описанному в примере 1, в скважине №6790 куста 16 в газоносный пласт в интервале 1900-1903 м закачали 300 м³ воды при давлении на устье 7,5 МПа, затем 15 м³ 8% раствора жидкого стекла с температурой 42°С, плотностью 1,06 г/см³ при давлении на устье 9,5 МПа. После чего затворили и закачали в пласт 4 м³ цементного раствора плотностью 1,82 г/см³ при давлении на устье 13,5 МПа. Расчетный радиус газоизолирующего экрана составил 15 м. Скважина освоена и пущена в эксплуатацию с дебитом 12,5 т/сут нефти без заколонного газоперетока.

Пример 3. Аналогично в скважине 6788 куста 27 в газонасыщенный пласт в интервале 1825-1830 м в расчете на 1 м толщины пласта закачали 140 м³ воды при давлении 10 МПа; 7,2 м³ подогретого до 30°С водоизолирующего состава, содержащего хлористый алюминий, карбамид и гексаметилентетраамин, плотностью 1,08 г/см³ при давлении на устье 12 МПа и 1 м³ цементного раствора при давлении на устье 15 МПа. Расчетный радиус экрана составил 16 м. При депрессии 7 МПа газопереток по заколонному пространству отсутствует. Скважина эксплуатируется с высоким дебитом нефти.

Пример 4. При эксплуатации нефтедобывающей скважины №6803 куста 24 дебит нефти резко снизился из-за притока газа в зону перфорации по заколонному пространству. Для ликвидации газоперетока в интервале перфорации нефтенасыщенного пласта 2000,0-2004,5 м установили цементный мост. Произвели перфорацию газонасыщенного пласта в интервале 1976-1986 м. Установили пакер, агрегатами закачали в пласт 1034 м³ воды (из них 50 м³ 6% раствора хлористого кальция) в количестве 103,4 м³ на 1 м толщины пласта при давлении на устье 11 МПа. На воде, подогретой до 40°С, приготовили и закачали в газоносный пласт 40 м³ водоизолирующего состава, содержащего 5% жидкого стекла и 0,05% гидроизолированного полиакриламида марки Сайдрилл, плотностью 1,05 г/см³. Объем закаченного раствора составил 4 м³ на 1 м толщины пласта, давление закачивания 12 МПа. После чего затворили и закачали в интервал перфорации 6 м³ цементного раствора плотностью 1,83 г/см³, обработанного суперпластификатором С-3. Объем цементного раствора на 1 м толщины пласта - 0,6 м³. Давление в конце продавки цементного раствора - 15 МПа, расчетный радиус экрана 18 м. После повторной перфорации нефтяного пласта и ввода скважины в эксплуатацию переток газа по заколонному пространству отсутствовал.

Результаты промыслового применения показали, что способ позволяет эффективно и надежно ликвидировать перетоки газа по заколонному пространству в нефтедобывающих скважинах; вовлечь в разработку залежи со смешанным насыщением пластов; сократить убытки, связанные с ликвидацией газоперетоков, простоем скважин, снижением их дебита из-за газоперетока.

Источники информации

1. Патент РФ №2214500, кл. Е 21 В 33/13, 2001 г.

2. Патент РФ №2212519, кл. Е 21 В 33/13, 2001 г.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине. Обеспечивает надежную эффективную изоляцию газоносного пласта и ликвидацию газоперетоков по заколонному пространству. Сущность изобретения: проводят геофизические исследования. Перфорируют колонну. Закачивают под давлением через перфорационные каналы изолирующий состав для создания в газонасыщенном пласте газоизолирующего экрана. Согласно изобретению в газонасыщенном пласте создают газоизолирующий многослойный экран радиусом 15 м и более. Для этого под давлением более 7 МПа, но меньше давления гидроразрыва пласта в газонасыщенный пласт последовательно закачивают в расчете на 1 м толщины пласта воду в количестве, большем или равном 100 м³, затем - водный раствор водоизолирующей жидкости, подогретой до температуры 30-50°С, в количестве, большем или равном 3 м³, и цементный раствор в количестве, большем или равном 0,5 м³.

Способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине, включающий геофизические исследования, перфорацию колонны, закачивание под давлением через перфорационные каналы изолирующего состава и создание в газонасыщенном пласте газоизолирующего экрана, отличающийся тем, что в газонасыщенном пласте создают газоизолирующий многослойный экран радиусом 15 м и более, для чего под давлением более 7 МПа, но меньше давления гидроразрыва пласта в газонасыщенный пласт последовательно закачивают в расчете на 1 м толщины пласта воду в количестве, большем или равном 100 м³, затем водный раствор водоизолирующей жидкости, подогретой до температуры 30-50°С, в количестве, большем или равном 3 м³, и цементный раствор в количестве, большем или равном 0,5 м³.