СПОСОБ ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ Российский патент 2010 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к способам изоляционных работ в добывающих скважинах, подверженных заколонной циркуляции воды и/или газа вследствие нарушения целостности цементного камня в области между нефтяными и газо- или водоносными пластами.

Известен способ ликвидации заколонных перетоков газа и воды в добывающей скважине, включающий закачку в интервал перфорации продуктивного пласта цементного раствора. Для доставки цементного раствора в интервал изоляции используют акустические излучатели [1].

Известный способ недостаточно эффективен, так как используемый в качестве изолирующего состава цемент под воздействием ультразвуковых колебаний проникает только в трещины и микротрещины, не изолируя при этом газо- и водонасыщенный пласт, что может привести к повторному возникновению заколонной циркуляции из-за разрушения цемента под действием высоких депрессий в процессе работы скважины после ремонта.

Известен способ ликвидации заколонных перетоков газа в добывающей скважине, включающий создание спецотверстий в интервале газоносного пласта, закачку в интервал газоносного пласта воды и гелеобразующих составов с последующим докреплением цементным раствором [2].

Известный способ недостаточно эффективен, так как перфорирование всего газоносного пласта с последующей закачкой воды, гелеобразующих составов и докреплением цементом в объемах 100 м³, 3 м³ и 0,5 м³ на 1 м толщины пласта соответственно хотя и обеспечивает изоляцию газа, не позволяет адресно воздействовать на газоносный пласт для достижения максимального изолирующего эффекта. Соответственно, это может приводить к преимущественному попаданию изоляционных материалов в наиболее высокопроницаемые пропластки, что, в случае, если они не находятся в области подошвы газоносного пласта, может привести к повторному возникновению перетока газа; также в случае протяженных газоносных пластов (более 10 м) данный метод является очень затратным. При этом в процессе проведения работ по закачке воды и гелеобразующих составов в интервал газоносного пласта может происходить его переток по заколонному пространству в нефтяной пласт, что затрудняет его последующее освоение.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ изоляционных работ в добывающей скважине, включающий закачку через перфорационные отверстия фильтрующихся в пласт гелеобразующих составов с последующим докреплением фильтрующимся или нефильтрующимся в пласт тампонажным составом и последующее освоение скважины (реперфорацию продуктивного интервала) [3].

Известный способ недостаточно эффективен, так как при первоначальной закачке гелеобразующего состава в перфорационные отверстия продуктивного пласта хотя и осуществляется изоляция областей перетока воды и газа, гелеобразующий состав попадает также и в продуктивный пласт, что затрудняет его последующее освоение и может привести к снижению дебита нефти после ремонта.

Решаемая заявляемым техническим решением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа изоляционных работ в скважине за счет предотвращения поступления гелеобразующего состава в продуктивный пласт и упрощения освоения продуктивного пласта.

Поставленная задача решается тем, что на первом этапе закачивают в перфорационные отверстия продуктивного пласта цементный раствор в объеме, необходимом для изоляции канала перетока между газо- или водоносным и нефтяным пластами и перекрытия нефтяного пласта, создают спецотверстия в области подошвы интервала газоносного пласта и/или области подошвы или кровли интервала водоносного пласта, закачивают в указанные спецотверстия гелеобразующий состав, после чего осуществляют докрепление.

В качестве фильтрующегося тампонажного состава для докрепления используют синтетические смолы с нейтральными или щелочными отвердителями.

В качестве гелеобразующего состава закачивают гелеобразующий состав, время гелеобразования которого меньше времени его движения по колонне насосно-компрессорных труб, и закачку завершают, когда давление на устье скважины находится в интервале (0,6-0,8) от давления опрессовки эксплуатационной колонны скважины.

Гелеобразующий состав закачивают порционно, и временной интервал между отдельными порциями больше или равен времени гелеобразования состава, закачку завершают, когда давление на устье скважины находится в интервале (0,6-0,8) от давления опрессовки эксплуатационной колонны скважины.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Закачивают в перфорационные отверстия продуктивного пласта цементный раствор в объеме, необходимом для изоляции каналов перетока между газо- или водоносным и нефтяным пластами. При этом изоляцию вышележащего пласта производят путем предварительной отсыпки забоя скважины до уровня на 1-2 м ниже кровли интервала перфорации продуктивного пласта и закачки цементного раствора в объеме, необходимом для изоляции канала перетока. Изоляцию нижележащего пласта производят путем предварительной отсыпки забоя скважины до уровня на 1-2 м выше подошвы интервала перфорации продуктивного пласта, закачки временного изолирующего состава (эмульсии или гелеобразующего состава с небольшим сроком разрушения), вымыва песчаной пробки и закачки цементного раствора в область подошвы интервала перфорации продуктивного пласта в объеме, необходимом для изоляции канала перетока.

Объем, необходимый для изоляции канала перетока и перекрытия нефтяного пласта (Q), определяется исходя из результатов акустического контроля цементирования скважин (АКЦ) по следующей формуле:

где k - коэффициент потерь цементного раствора за счет наличия зон смешения и срезки после проведения ремонта (k=2,5);

R_c - радиус скважины (по долоту),

R_к - внешний радиус эксплуатационной колонны,

h₁ - толщина перемычки между газо- или водоносным и продуктивным пластом, для которой по данным АКЦ цемент отсутствует;

h₂ - толщина перемычки между газо- или водоносным и продуктивным пластом, для которой по данным АКЦ наблюдается частичное или хорошее сцепление с породой и колонной;

R_В - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

h₃ - предполагаемая высота цементного моста.

В случае, если вычисленный по указанной формуле объем, необходимый для изоляции канала перетока и перекрытия нефтяного пласта, меньше 0,5 м³, Q принимают равным 0,5 м³.

При одновременном наличии в скважине как водо-, так и газоносного пласта нижеописанные пп.2-4 последовательности операций осуществляют последовательно сначала для газоносного пласта, затем для водоносного пласта.

2. Создают спецотверстия в интервале газоносного пласта в области его подошвы и наиболее проницаемом его интервале или водоносного пласта в области его кровли или подошвы и наиболее проницаемом его интервале (в случае, если указанные интервалы были ранее проперфорированы, в качестве спецотверстий используются указанные перфорационные отверстия). При этом в случае, если толщина газоносного или водоносного пласта составляет менее 10 м, осуществляют перфорацию пласта от его подошвы или кровли (интервала, прилегающего к перемычке, отделяющей газоносный или водоносный пласт от продуктивного пласта) до наиболее высокопроницаемого интервала; в случае пластов протяженностью более 10 м сначала осуществляют перфорацию наиболее проницаемого интервала пласта, затем осуществляют перфорацию подошвы или кровли пласта (соответственно для случаев, если высокопроницаемый интервал находится выше или ниже).

3. Закачивают в указанные спецотверстия гелеобразующий состав в виде одной пачки или порционно (возможна закачка составов с постоянной или переменной концентрацией действующего вещества в составе геланта, в виде различных гелантов). В случае, если приемистость интервала газо- или водоносного пласта менее 150 м³/сут, закачку гелеобразующих составов производят порционно, причем временной интервал между отдельными порциями должен быть большим или равным времени гелеобразования состава.

В случае, если приемистость интервала газо- или водоносного пласта более 500 м³/сут, в качестве гелеобразующего состава используется гелеобразующий состав, время гелеобразования которого меньше времени его движения по колонне насосно-компрессорных труб.

При этом во всех случаях закачка проводится до достижения давления продавки, равного 0,8 от давления опрессовки эксплуатационной колонны скважины.

4. Осуществляют докрепление гелеобразующего состава фильтрующимся или нефильтрующимся тампонажным составом (синтетической смолой или цементным раствором). При приемистости пласта более 150 м³/сут применяют преимущественно нефильтрующиеся тампонажные составы; при приемистости менее 150 м³/сут - фильтрующиеся тампонажные составы (синтетические смолы). В качестве фильтрующихся тампонажных составов могут использоваться синтетические смолы с щелочным или нейтральным отвердителем (смола фенолрезорциноформальдегидная и уротропин, смола ацетоноформальдегидная и едкий натр), что обеспечивает минимальное воздействие на цементный камень в области воздействия.

5. После подтверждения изоляции всех направлений перетока с помощью проведения промыслово-геофизических исследований осуществляют реперфорацию продуктивного пласта.

Пример 1. Скважина №974 (куст 2) Северо-Комсомольского месторождения.

Интервал перфорации 1173-1178 м (газовая шапка), 1190-1193 м (продуктивный пласт), с прорывом газа по заколонному пространству из вышележащего газоносного пласта и заколонным перетоком воды из нижележащего водоносного пласта.

1. НКТ были спущены на глубину 1196 м, пакер установлен на глубине 1186 м. Приемистость интервала перфорации до закачивания составила 360 м³/сут при давлении 7 МПа (высокий уровень приемистости). Для изоляции перетока между газоносным и нефтяным пластом и перекрытия нефтяного пласта произведена отсыпка забоя до глубины 1192 м, после чего в перфорационные отверстия продуктивного пласта было закачано 0,5 м³ цементного раствора (в соответствии с расчетом по формуле необходимый объем 0,42 м³) при конечном давлении продавки 9 МПа. После ожидания затворения цемента (ОЗЦ) кровля цементного моста определена на глубине 1187 м.

2. В качестве спецотверстий в интервале газоносного пласта использован интервал перфорации 1173-1178 м. В скважину была спущена следующая компоновка: НКТ на глубину 1173 м, пакер на глубине 1028 м. Приемистость по воде интервала газоносного пласта составила 720 м³/сут при давлении 6 МПа. Произведено закачивание гелеобразующего состава в объеме 160 м³ в интервал газоносного пласта при конечном давлении 8,5 МПа (0,6 от давления опрессовки), после чего скважина была оставлена на 31 час для завершения процесса полимеризации, затем дополнительно было закачано 10 м³ гелеобразующего состава. НКТ спущены до глубины 1183 м, произведена обратная промывка скважины технической водой. После этого в интервал газоносного пласта с целью докрепления было закачано 2 м³ цементного раствора при конечном давлении продавки 9 МПа.

3. После ожидания затворения цемента (ОЗЦ) произведено разбуривание цементного моста и нормализация забоя до глубины 1217 м. Произведена перфорация интервала водоносного пласта 1206-1207 и 1210-1213 м. Для изоляции перетока между водоносным и продуктивным пластом в открытые перфорационные отверстия у подошвы продуктивного пласта было закачано 0,5 м³ (в соответствии с расчетом по формуле 0,51 м³) цементного раствора при конечном давлении продавки 8 МПа.

4. В скважину была спущена следующая компоновка - НКТ на глубину 1205 м, пакер на глубине 1195 м. Приемистость интервала водоносного пласта составила 740 м³/сут при давлении 8 МПа. Произведено закачивание гелеобразующего состава в объеме 110 м³ при конечном давлении 8,5 МПа (0,6 от давления опрессовки), спуск НКТ до глубины 1213 м, произведена обратная промывка скважины технической водой. После этого с целью докрепления в интервал водоносного пласта был закачан 1 м³ цементного раствора при конечном давлении продавки 12 МПа.

5. После проведения изоляционных работ в скважине был нормализован забой до глубины 1217 м и проведены промыслово-геофизические исследования (ПГИ). По результатам ПГИ заколонный переток воды из нижележащего водоносного пласта и прорыв газа из вышележащего газоносного пласта ликвидированы. Осуществили реперфорацию продуктивного пласта для подготовки скважины к пуску в эксплуатацию.

Источники информации

1. Патент РФ №2212519. МПК E21B 33/13. Способ ликвидации заколонных перетоков газа и воды в нефтедобывающих скважинах. Опубл. 20.09.2003 г.

2. Патент РФ №2261981. МПК E21B 33/13. Способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине. Опубл. 10.10.2005 г.

3. Патент РФ №2273723. МПК E21B 33/13. Способ изоляционных работ в скважине. Опубл. 10.04.2006 г.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам изоляционных работ в добывающих скважинах, подверженных заколонной циркуляции воды и/или газа вследствие нарушения целостности цементного камня в области между нефтяными и газо- или водоносными пластами. При осуществлении способа на первом этапе закачивают в перфорационные отверстия продуктивного пласта цементный раствор в объеме, необходимом для изоляции канала перетока между газо- или водоносным и нефтяным пластами и перекрытия нефтяного пласта, создают спецотверстия в области подошвы интервала газоносного пласта и/или области подошвы или кровли интервала водоносного пласта, закачивают в указанные спецотверстия гелеобразующий состав, после чего осуществляют докрепление. Повышается эффективность изоляционных работ в скважине за счет предотвращения поступления гелеобразующего состава в продуктивный пласт и упрощения освоения продуктивного пласта. 3 з.п. ф-лы.

1. Способ изоляционных работ в скважине, включающий закачку гелеобразующего состава, докрепление фильтрующимся или нефильтрующимся тампонажным составом, реперфорацию продуктивного пласта, отличающийся тем, что на первом этапе закачивают в перфорационные отверстия продуктивного пласта цементный раствор в объеме, необходимом для изоляции канала перетока между газо- или водоносным и нефтяным пластами и перекрытия нефтяного пласта, создают спецотверстия в области подошвы интервала газоносного пласта и/или области подошвы или кровли интервала водоносного пласта, закачивают в указанные спецотверстия гелеобразующий состав, после чего осуществляют докрепление.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве фильтрующегося тампонажного состава для докрепления используют синтетические смолы с нейтральными или щелочными отвердителями.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве гелеобразующего состава закачивают гелеобразующий состав, время гелеобразования которого меньше времени его движения по колонне насосно-компрессорных труб, и закачку завершают, когда давление на устье скважины находится в интервале 0,6-0,8 от давления опрессовки эксплуатационной колонны скважины.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что гелеобразующий состав закачивают порционно и временной интервал между отдельными порциями больше или равен времени гелеобразования состава, закачку завершают, когда давление на устье скважины находится в интервале 0,6-0,8 от давления опрессовки эксплуатационной колонны скважины.