СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОНОСНЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 2007 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и касается области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности изоляции водоносных пластов при разработке нефтяных месторождений.

Известен способ изоляции пластов и каналов в затрубном пространстве в интервале продуктивной толщи до спуска обсадной колонны, например способ изоляции пластов (а.с. СССР №742578, Е21В 33/13), предусматривающий намыв в пласт наполнителя с целью повышения эффективности изоляции мелкотрещиноватых пород с начальным градиентом давления, а перед намывом наполнителя в пласт последовательно и непрерывно закачивают под давлением не ниже начального градиента давления воду и глинистый раствор.

Однако он имеет недостатки. В открытом стволе трудно отделить водоносный пласт от продуктивного даже с установкой пакера. Часто это нельзя сделать из-за того, что ниже водоносного пласта находятся продуктивные. Изоляция же водоносных в этих случаях приводит к ухудшению продуктивности нижележащих нефтеносных пластов.

Кроме этого, изоляция водоносного пласта в продуктивной толще затруднена из-за того, что он вскрывается на глинистом растворе. При его использовании на поверхности проницаемого пласта образуется фильтрационная корка. Продавливание через нее тампонажной смеси, как правило, не удается из-за высокого давления. Превышение его часто приводит к гидроразрыву без положительных результатов по изоляции водоносного пласта.

В источнике (Амиров А.Д., Карапетов К.А., Лемберанский Ф.Д. и др., "Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин", М., Недра, 1979, стр.240, 6-й абзац) отмечено, что для предупреждения прорыва подошвенной воды "целесообразно нагнетать под давлением цементный раствор через специально простреленные отверстия в эксплуатационной колонне в интервале водонефтяного контакта".

Недостаток способа: при контакте с пористыми породами из цементного раствора отфильтровывается вода, вследствие чего проникновение цементного раствора в глубину не происходит.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому способу является способ изоляции водоносных пластов в скважине с установкой гидрофобного экрана, включающий спуск в скважину обсадной колонны, ее цементирование, закачку через отверстия в обсадной колонне гидрофобного полимерного тампонажного состава в водоносный пласт и в загрубное пространство (RU №2180392, 10.03.2002).

Задача изобретения - исключение перетока пластовых вод по затрубному пространству за счет обеспечения заполнения водоносного пласта и каналов в затрубном пространстве тампонажным материалом, стойким к воздействию пластовой воды на предельно большие расстояния от скважины.

Поставленная задача достигается за счет того, что в способе изоляции водоносного пласта в скважине с установкой гидрофобного экрана на водо-нефтяном контакте нефтяного пласта с подошвенной водой, включающем спуск в скважину обсадной колонны с разбуриваемыми боковыми магниевыми пробками, установленными в трубах, производят цементаж обсадной колонны, разбуривание пробок и закачку через образовавшиеся отверстия в водоносный пласт и в затрубное пространство полимерного состава, при этом закачивают буфер из нефти, гидрофобный полимерный тампонажный состав (ГПТС) в виде двух порций, причем во вторую порцию вводится гидрофильный отверждаемый наполнитель - закупоривающий порошковый материал, который при контакте с водой отверждается, например сухой цемент, а затем вслед за ГПТС закачивается цементный раствор, продавливается до интервала расположения отверстий в обсадной колонне после разбуривания боковых магниевых пробок и перекрывает интервал перфорации цементным стаканом.

Все это показывает наличие причинно-следственной связи между совокупностью признаков формулы изобретения и техническим результатом. Тем самым доказывается существенность признаков формулы изобретения.

В связи с тем, что из данной области не известна совокупность признаков, характеризующих изложенное изобретение, можно сделать вывод о том, что заявленное изобретение отвечает условию «новизна»

Из изложенного выше следует, что изобретение отвечает и условию «изобретательский уровень», так как не является очевидным для специалиста в данной отрасли промышленности.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где представлена технологическая схема изоляции водоносного пласта с помощью ГПТС.

На чертеже А - скважина после цементажа обсадной колонны,

На чертеже Б - после срезки боковых магниевых пробок во время закачки через НКТ нефти, ГПТС и цементного раствора,

На чертеже В - скважина подготовлена к перфорации нефтяного пласта (пробки перекрыты цементным раствором, а водоносный пласт перекрыт экраном из ГПТС).

Технологическая схема изоляции водоносного пласта с помощью ГПТС включает в себя нефтяной 1 и водоносный 2 пласты, обсадную колонну 3, боковые магниевые пробки 4, насосно-компрессорные трубы 5, нефть 6, ГПТС 7 и цементный раствор 8.

ГПТС имеет следующий состав, вес. ч.:

Форполимер ФП-65-2 100Углеводородная жидкость50-100Вода 2-3Наполнитель1-10Ускоритель отверждения УП-606/2 0,1-0,2

Тампонажный состав ГПТС гидрофобный. ФП-65-2 выпускается согласно ТУ-38.403.548-87. Комплексный отвердитель: вода и УП-606/2 вводятся в состав на поверхности, перед закачкой в скважину.

Важным для ГПТС является то, что основной отвердитель состава - вода. УП-606/2 только сокращает сроки отвердения. В отвердевшем виде ГПТС не взаимодействует с нефтью.

Будучи закачанным в водоносный пласт и в каналы затрубного пространства, состав при контакте с пластовой водой сразу же дает ему дополнительное загущение, а затем переходит в резиноподобное состояние. Чтобы обеспечить глубокое проникновение состава в пласт и предотвратить преждевременное его загущение, перед закачкой ГПТС в скважину закачивается буфер из нефти. Он исключает контакт ГПТС с водой и уменьшает фильтрационное сопротивление проникновению состава в пласт.

Проникающая способность ГПТС высокая. Результаты влияния ГПТС на проницаемость естественных кернов приведены в таблице.

Исходная водопроницаемостьИнтервал по глубине изолирующего слоя, ммПроницаемость, соответствующая изоляционным слоям, мД300-15<2 15-30<2 30-45<2 45-60<2

Более подробно сущность заявляемого способа описывается примером конкретного выполнения.

В промысловых условиях способ осуществляется по следующей схеме.

После спуска обсадной колонны 3 в скважину и ОЗЦ (ожидание затвердения цемента) в нее спускается на насосно-компрессорных трубах 5 (НКТ) фрезер или долото. С его помощью срезаются боковые магниевые пробки 4 и открываются отверстия в этих местах, сообщающих трубное пространство с затрубным, в частности с водоносным пластом 2.

Через НКТ 5 в этот интервал закачиваются нефть 6 и ГПТС 7.

Закачка ГПТС 7 производится с помощью насоса ЦА-320. Для этого смесь ГПТС 7 из бочек переливается в тампонажный чанок и уже потом откачивается в НКТ 5.

При заполнении чанка второй порцией ГПТС 7 под струю вводится наполнитель - сухой цемент - и смесь откачивается в скважину.

После окончания закачки ГПТС 7, не прерывая процесс, в скважину закачивается цементный раствор для установки моста в интервале, где стояли разбуриваемые боковые магниевые пробки 4. Затем производится перфорация обсадной колонны 3 напротив нефтяного пласта 1, освоение скважины и пуск ее в работу.

Технический результат - создание простого в применении, надежного в работе и дешевого способа изоляции водоносного пласта перед перфорацией и дальнейшей эксплуатацией нефтяного пласта.

Преимуществом заявляемого способа перед известным является то, что он обеспечивает:

- качественное проведение изоляционных работ за счет исключения разложения изоляционного материала при контакте с пластовой водой, цементом, горной породой, отверждения непосредственно с насыщенной водой породой, в том числе внутри нее и в каналах затрубья, т.к. вода является его основным отвердителем;

- повышение продуктивности скважин за счет достижения гидравлического совершенства продуктивной части скважины, так как глубокое проникновение ГПТС обеспечивает создание экрана максимально большого по диаметру по водонефтяному контакту нефти с подошвенной водой;

- ускорение процесса освоения скважины;

- уменьшение обводненности продукции в период длительной эксплуатации скважин за счет обеспечения герметичности и надежности разобщения и крепления коллекторов.

Это позволяет утверждать, что настоящее техническое решение удовлетворяет «критериям» изобретения, в связи с чем подлежит защите охранным документом изобретательского права согласно заявлению авторов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области строительства нефтяных и газовых скважин. Обеспечивает простоту применения и надежность работы способа. Сущность изобретения: устанавливают гидрофобный экран на водонефтяном контакте нефтяного пласта с подошвенной водой. Для этого спускают в скважину обсадную колонну и ее цементируют. Закачивают через отверстия в обсадной колонне гидрофобный полимерный тампонажный состав в водоносный пласт и в затрубное пространство. Согласно изобретению обсадную колонну спускают с разбуриваемыми боковыми магниевыми пробками. После их разбуривания в скважину закачивают буфер из нефти. Устанавливают гидрофобный экран на водонефтяном контакте нефтяного пласта с подошвенной водой. Для этого порциями закачивают гидрофобный полимерный тампонажный состав. Во вторую порцию вводят гидрофильный отверждаемый наполнитель - сухой цемент. Затем закачивают цементный раствор, который продавливают до интервала расположения отверстий в обсадной колонне для их перекрытия цементным стаканом. 1 табл., 1 ил.

Способ изоляции водоносных пластов в скважине с установкой гидрофобного экрана, включающий спуск в скважину обсадной колонны, ее цементирование, закачку через отверстия в обсадной колонне гидрофобного полимерного тампонажного состава в водоносный пласт и в затрубное пространство, отличающийся тем, что обсадную колонну спускают с разбуриваемыми боковыми магниевыми пробками, после разбуривания которых в скважину закачивают буфер из нефти, устанавливают гидрофобный экран на водонефтяном контакте нефтяного пласта с подошвенной водой, для чего порциями закачивают гидрофобный полимерный тампонажный состав, при этом во вторую порцию вводят гидрофильный отверждаемый наполнитель - сухой цемент, затем закачивают цементный раствор, который продавливают до интервала расположения отверстий в обсадной колонне для их перекрытия цементным стаканом.