СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ СО СМЯТОЙ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННОЙ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ Российский патент 2010 года по МПК E21B43/32 E21B29/10 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений.

На месторождениях Западной Сибири имеется большое количество нефтегазовых залежей со сложно построенными коллекторами, в которых чередуются между собой пропластки различной проницаемости. При этом толщины таких залежей нередко невелики, что вынуждает осуществлять их вторичное вскрытие в высокопроницаемой газонасыщенной части продуктивного пласта, оставляя менее проницаемую часть не вскрытой, при этом перфорацию эксплуатационной колонны вынуждены проводить сплошным интервалом и двойной плотностью.

На завершающей стадии разработки таких залежей большое количество скважин выбывает из эксплуатации по причине снижения пластового давления, обводнения и смятия нижней части эксплуатационной колонны в интервале перфорации. Это обусловлено возникновением большой разницы горного и забойного давлений по мере извлечения из залежи углеводородов, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте.

В этих условиях традиционными методами ликвидировать приток пластовых вод, восстановить продуктивность и вывести скважину из бездействия затруднительно. Устранить приток пластовых вод без устранения смятия эксплуатационной колонны невозможно, а ликвидировать ее смятие установкой изоляционных пакеров или продольно-гофрированных пластырей из-за сплошной перфорации эксплуатационной колонны и пониженной по этой причине ее прочности осуществить технически невозможно.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдерживание скважины на время схватывания тампонажного раствора [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин /А.Д.Амиров и др. - М.: Недра, 1979. - С.238-241].

Недостатком этого способа в условиях аномально низких пластовых давлений при наличии смятой эксплуатационной колонны является недостаточная надежность изоляции притока пластовых вод, в результате чего после перфорации в необводнившейся части продуктивного пласта пластовые воды вновь начинают поступать в скважину, обводняя новый интервал перфорации.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдерживание скважины на время схватывания тампонажного раствора [Патент РФ №2127807, Е21В 43/32].

Недостатком этого способа в условиях аномально низких пластовых давлений при наличии смятой эксплуатационной колонны является недостаточная надежность изоляции притока пластовых вод, в результате чего после перфорации в необводнившейся части продуктивного пласта пластовые воды вновь начинают поступать в скважину, обводняя новый интервал перфорации.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности изоляции притока пластовых вод и увеличении безводного периода эксплуатации скважины при обеспечении целостности эксплуатационной колонны.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в ликвидации притока пластовых вод и устранении условий смятия эксплуатационной колонны, в обеспечении безводной эксплуатации скважин и получении запланированных объемов добычи газа.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при изоляции притока пластовых вод в скважине со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений промывают песчаную пробку до нижних отверстий существующего интервала перфорации, устраняют смятие эксплуатационной колонны, во внутреннюю полость эксплуатационной колонны до головы промытой песчаной пробки спускают хвостовик из труб меньшего диаметра с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, цементируют хвостовик цементным раствором с оставлением цементного стакана во внутренней полости хвостовика до глубины верхних отверстий существующего интервала перфорации, после завершения периода ожидания затвердевания цемента осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн, хвостовика и эксплуатационной колонны, в интервале выше обводнившейся части продуктивного пласта до его кровли, в скважину спускают лифтовую колонну, осуществляют вызов притока газа из продуктивного пласта и отработку скважины на факел, проводят газодинамические исследования и вводят скважину в эксплуатацию, при этом в качестве цементного раствора применяют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно.

На фиг.1 показана конструкция скважины до ремонта, на фиг.2 - схема реализации заявляемого способа при промывке песчаной пробки и спуске хвостовика, на фиг.3 - то же в процессе перфорации под эксплуатацию и вводе скважины в эксплуатацию.

Способ реализуется в обводненной скважине в условиях аномально низких пластовых давлений (фиг.1), в которой перфорацией вскрыта нижняя, наиболее проницаемая, газонасыщенная толщина продуктивного пласта 1, в которой существующий интервал перфорации 2 полностью перекрыт песчаной пробкой 3, а газоводяной контакт 4 поднялся выше верхних отверстий существующего интервала перфорации 2. При этом эксплуатационная колонна 5 проперфорирована равномерно, сплошным интервалом и двойной плотностью, а ее нижняя часть прокорродировала и возможно негерметична или смята из-за большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте.

Первоначально в скважине (фиг.2) промывают песчаную пробку 3 до нижних отверстий существующего интервала перфорации 2.

После этого во внутреннюю полость эксплуатационной колонны 5 до головы 6 промытой песчаной пробки 3 спускают хвостовик 7 из труб меньшего диаметра с размещением головы 8 хвостовика 7 на 20 м выше кровли 9 продуктивного пласта 1. Хвостовик 7 спускают во внутреннюю полость эксплуатационной колонны 5 для предотвращения дальнейшего смятия эксплуатационной колонны 5 из-за большой разницы горного и забойного давления в условиях аномально низких пластовых давлений.

Хвостовик 7 цементируют цементным раствором 10 с оставлением цементного стакана 11 во внутренней полости хвостовика 7 до глубины верхних отверстий существующего интервала перфорации 2. Причем для предотвращения поглощения цементного раствора 10 в условиях аномально низких пластовых давлений и получения прочного цементного камня применяют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно. В качестве портландцемента можно использовать портландцемент ПТЦ 1-50 или ПТЦ 1-100, в качестве поливинилового спирта - поливиниловый спирт ПВС 18/11 или ПВС В1Н, а в качестве полипропиленового волокна можно использовать полипропиленовое волокно под названием «фибра» или инертный волокнистый наполнитель.

После завершения периода ожидания затвердевания цемента (фиг.3) осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн, хвостовика 7 и эксплуатационной колонны 5, в интервале выше обводнившейся части продуктивного пласта 1 до кровли 9 продуктивного пласта 1. Вновь образованный интервал перфорации под эксплуатацию 12 вскрывает верхнюю, менее проницаемую, газонасыщенную толщину продуктивного пласта 1, не задействованную в процессе предыдущей эксплуатации скважины. Перфорацию можно проводить кумулятивными перфораторами повышенной мощности, например PJ 2906 «омега» или ЗПКТ 73-ГП, ПКС 80, ПРК 42С.

После этого в скважину спускают лифтовую колонну 13 с размещением башмака лифтовой колонны 13 на 2-5 м выше головы 8 хвостовика 7 и осуществляют работы по вызову притока газа из пласта и отработке скважины на факел. После отработки скважины и проведения газодинамических исследований скважину вводят в эксплуатацию.

Пример реализации способа в скважине №340 Вынгапуровского месторождения.

Первоначально в скважине с помощью колтюбинговой установки промыли песчаную пробку до нижних отверстий существующего интервала перфорации.

После этого во внутреннюю полость эксплуатационной колонны диаметром 168 мм до головы промытой песчаной пробки спустили хвостовик из труб диаметром 114 мм. При этом голову хвостовика разместили на 20 м выше кровли продуктивного пласта с целью предотвращения смятия эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта при дальнейшем снижении пластового давления и возрастании перепада давлений горных пород и залежи.

Хвостовик зацементировали цементным раствором, содержащим портландцемент марки ПТЦ 1-50, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт марки ПВС 18/11 и полипропиленовое волокно - «фибра», в объеме 35 м³. Причем цемент за хвостовиком, между ним и эксплуатационной колонной, подняли до головы хвостовика, а внутри хвостовика оставили цементный стакан до глубины верхних отверстий существующего интервала перфорации. Таким образом цементным мостом, армированным хвостовиком, перекрыли всю обводнившуюся часть продуктивного пласта. Надежность изоляции пластовых вод обеспечена составом цементного раствора, большой высотой цементного моста и его армирование хвостовиком.

После завершения периода ожидания затвердевания цемента осуществили перфорацию под эксплуатацию двух колонн, хвостовика и эксплуатационной колонны, в интервале выше обводнившейся части продуктивного пласта до кровли продуктивного пласта. Вновь образованный интервал перфорации под эксплуатацию вскрыл верхнюю, менее проницаемую, газонасыщенную толщину продуктивного пласта, не задействованную в процессе предыдущей эксплуатации скважины. Перфорацию провели кумулятивным перфоратором повышенной мощности PJ 2906 «омега».

После этого в скважину спустили лифтовую колонну до глубины на 2 м выше головы хвостовика с целью обеспечения возможности ведения ремонтных работ колтюбинговой установкой. Провели вызов притока газа из пласта с помощью колтюбинговой установки и отработали скважину на факел до выхода ее на технологический режим. После отработки скважины и проведения газодинамических исследований скважину ввели в эксплуатацию.

Заявляемый способ обеспечивает надежную изоляцию водопроявляющей части продуктивного пласта, устраняет приток в скважину пластовых вод, предотвращает дальнейшее смятие эксплуатационной колонны, продлевает безводную эксплуатацию скважины, способствует получению проектных объемов добычи газа.

Изобретение относится к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений. Согласно способу промывают песчаную пробку до нижних перфорационных отверстий существующего интервала перфорации и устраняют смятие эксплуатационной колонны. Затем во внутреннюю полость эксплуатационной колонны до головы промытой песчаной пробки спускают хвостовик из труб меньшего диаметра с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, который цементируют раствором с оставлением цементного стакана во внутренней полости хвостовика до глубины верхних отверстий существующего интервала перфорации. После затвердевания цемента осуществляют перфорацию хвостовика и эксплуатационной колонны в интервале выше обводнившейся части продуктивного пласта до его кровли. В скважину спускают лифтовую колонну, осуществляют вызов притока газа из продуктивного пласта и отработку скважины на факел, проводят газодинамические исследования и вводят скважину в эксплуатацию. При этом в качестве цементного раствора применяют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно. Технический результат заключается в ликвидации притока пластовых вод и устранении условий смятия эксплуатационной колонны, в обеспечении безводной эксплуатации скважин. 3 ил.

Способ изоляции притока пластовых вод в скважине со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений, при котором промывают песчаную пробку до нижних отверстий существующего интервала перфорации, устраняют смятие эксплуатационной колонны, во внутреннюю полость эксплуатационной колонны до головы промытой песчаной пробки спускают хвостовик из труб меньшего диаметра с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, цементируют хвостовик цементным раствором с оставлением цементного стакана во внутренней полости хвостовика до глубины верхних отверстий существующего интервала перфорации, после завершения периода ожидания затвердевания цемента осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн, хвостовика и эксплуатационной колонны, в интервале выше обводнившейся части продуктивного пласта до его кровли, в скважину спускают лифтовую колонну, осуществляют вызов притока газа из продуктивного пласта и отработку скважины на факел, проводят газодинамические исследования и вводят скважину в эксплуатацию, при этом в качестве цементного раствора применяют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно.