СПОСОБ ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНЕ Российский патент 2006 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к бурению и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, а именно к изоляционным работам при бурении и эксплуатации нефтяных, нагнетательных и газовых скважин.

Известен способ изоляционных работ в скважинах, включающий закачку в пласт тампонажных составов с последующим удалением их излишков из колонного пространства путем обратной промывки с противодавлением (Амиров А.Д. и др. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1975, с.253-255).

Однако при реализации этого способа довольно часто вымывается значительная часть тампонажного состава, ранее поглощенного пластом, что приводит к повторным изоляционным работам.

Задачей изобретения является повышение качества изоляционных работ в скважинах при использовании как нефильтрующихся, так и фильтрующихся в пласт тампонажных составов в случае удаления их излишков из колонного пространства обратной промывкой с противодавлением.

Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют последовательную закачку фильтрующегося в пласт изолирующего гелеобразующего состава (ГОС) и "докрепляющего" фильтрующегося или нефильтрующегося в пласт отверждающегося состава, например синтетической смолы или цементного раствора, а при удалении их излишков из колонного пространства путем обратной промывки с противодавлением, последнее устанавливают таким образом, чтобы исключить потерю тампонажных составов, ранее закачанных в пласт, в том числе и при отверждении составов. Для этого противодавление устанавливают равным от 0,6 до 0,9 конечного давления продавки при удалении излишков поглощаемого пластом тампонажного состава и от 0,9 до 1,0 конечного давления продавки - для удаления излишков непоглощаемого пластом состава. На время отверждения тампонажных составов устанавливают давление равным от 0,1 до 0,5 конечного давления продавки.

Это позволит обеспечить сохранность продавленных в пласт тампонажных составов при обратной промывке с противодавлением в условиях поглощения или непоглощения их пластом в заключительной стадии РИР.

Способ осуществляют следующим образом.

Устанавливают башмак НКТ на глубине ниже интервала перфорации. Закачивают расчетный объем ГОС и отверждающегося тампонажного состава, например синтетической смолы с отвердителем или цементного раствора. Продавливают тампонажные составы в пласт (за эксплуатационную колонну) продавочной жидкостью в объеме внутреннего пространства НКТ. Удаляют излишки тампонажного состава из колонного пространства обратной промывкой с противодавлением, равным от 0,9 до 1,0 конечного продавки при непоглощении состава пластом и - от 0,6 до 0,9 конечного продавки при поглощении состава пластом. После удаления излишков тампонажных составов из скважины последнюю закрывают на время отверждения под давлением, равным от 0,1 до 0,5 конечного давления продавки составов в пласт.

Пример 1. Скважина №3171 куст 45 Барсуковского месторождения, интервал перфорации 1702,5-1713 м с прорывом газа из газовой части по заколонному пространству и заколонного перетока воды из нижележащего пласта. Установили НКТ 73 мм на глубину 1720 м, произвели закачку ГОС на основе полиакриламида (ПАА) в объеме 17,5 м³, затем 7,2 м³ цементного раствора и 5,0 м³ воды при конечном давлении продавки 100 атм в условиях наличия приемистости скважины. Вымыли излишки цементного раствора обратной промывкой с противодавлением 60 атм (0,6 от конечного продавки). Вымыто около 0,4 м³ цементного раствора. Закрыли скважину на время ОЗЦ при давлении 30 атм. После ОЗЦ и освоения скважины получили дебит нефти 3 т/сут при обводненности 8% при отсутствии перетоков газа.

Пример 2. Скважина №4126 куст 6Д Ключевого месторождения (нагнетательная). По данным промысловой геофизики - наличие заколонного перетока. Приемистость 600 м³/сут при 80 атм. Установили НКТ на глубину 5 м ниже интервала перфорации. Закачали последовательно по НКТ 70 м³ ГОС на основе ПАА суспензию бентонитового глинопорошка в количестве 2 т глины и 6 м³ цементного раствора при конечном давлении продавки 100 атм в условии отсутствия приемистости скважины ("стоп"). Произвели обратную промывку с противодавлением 45 атм. Было зафиксировано большое количество вымытого цементного раствора. Закрыли скважину на время ОЗЦ под давлением 60 атм. После ОЗЦ приемистость скважины составила 374 м³/сут при 100 атм. Потребовались повторные изоляционные работы.

Пример 3. Скважина №316 куст 17 Петелинского месторождения. Работа скважины: жидкость = 70 м³/сут, обводненность = 100%. Установили НКТ на 16 м ниже интервала перфорации. Приемистость скважины 260 м³/сут при 100 атм. Закачали в НКТ последовательно 60 м³ ГОС на основе ПАА и 1,5 м³ цементного раствора. Конечное давление продавки составило 120 атм при отсутствии приемистости скважины ("стоп"). Произвели обратную промывку с противодавлением 110 атм (0,9 от конечного давления продавки). Закрыли скважину на время ОЗЦ при давлении 60 атм (0,5 от конечного давления продавки). После ОЗЦ и освоения скважины добыча жидкости составила 50 м³/сут при обводненности 40%.

Пример 4. Скважина №4124 куст 6А Ключевого месторождения. Ликвидация заколонного перетока. Приемистость скважины перед РИР составила 288 м³/сут при 90 атм. Установили башмак НКТ на 5 м ниже интервала перфорации. Закачали в НКТ последовательно 30 м³ ГОС на основе ПАА и 1,2 м³ фенолоспирта. Конечное давление продавки составило 100 атм при наличии приемистости скважины. Произвели обратную промывку скважины с противодавлением 60 атм (0,6 от конечного продавки). После выдержки на реагирование в течение 48 часов при давлении 10 атм (0,1 от конечного давления продавки) приемистость скважины отсутствовала при 70 атм. После освоения скважины дебит жидкости составил 13 м³/сут при обводненности 26%.

Изобретение относится к эксплуатации нефтяных и газовых скважин, а именно к изоляционным работам. Обеспечивает повышение качества изоляционных работ. Сущность изобретения: закачивают в пласт тампонажный состав с последующим вымывом его излишков из колонного пространства обратной промывкой с противодавлением. Согласно изобретению в пласт последовательно закачивают фильтрующиеся в пласт гелеобразующие составы с последующим докреплением фильтрующимся или нефильтрующимся в пласт твердеющим составом - синтетической смолой или цементным раствором. Противодавление при удалении излишков тампонажного состава при его поглощении пластом устанавливают равным от 0,6 до 0,9 конечного давления продавки тампонажного состава в пласт, а при непоглощении пластом - от 0,9 до 1,0 конечного давления продавки тампонажного состава в пласт. Давление на время отверждения тампонажного состава в зоне изоляции устанавливают от 0,1 до 0,5 конечного давления продавки тампонажного состава в пласт.

Способ изоляционных работ в скважине, включающий закачку в пласт тампонажного состава с вымывом его излишков из колонного пространства обратной промывкой с противодавлением, отличающийся тем, что в пласт последовательно закачивают фильтрующиеся в пласт гелеобразующие составы с последующим докреплением фильтрующимся или нефильтрующимся в пласт твердеющим составом - синтетической смолой или цементным раствором, а противодавление при удалении излишков тампонажного состава при его поглощении пластом устанавливают равным от 0,6 до 0,9 конечного давления продавки тампонажного состава в пласт, а при непоглощении пластом - от 0,9 до 1,0 конечного давления продавки тампонажного состава в пласт, при этом давление на время отверждения тампонажного состава в зоне изоляции устанавливают от 0,1 до 0,5 конечного давления продавки тампонажного состава в пласт.