Способ изоляции заколонных перетоков в скважине водонефтенабухающим пакером Российский патент 2022 года по МПК E21B33/12 E21B43/16 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представлены водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважине.

Известен способ разработки обводненного нефтяного месторождения (патент RU № 2570156, МПК E21B 43/16, E21B 43/32, E21B 33/12, опубл. 10.12.2015 в Бюл. №34), включающий разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта, вырезание участка обсадной колонны, расширение ствола скважины в вырезанном участке обсадной колонны, изоляцию вырезанного участка обсадной колонны скважины, отличающийся тем, что в скважине последовательно, начиная со стороны забоя, вырезают в обсадной колонне два участка - напротив начального и конечного интервала нефтенасыщенной зоны, при этом вырезают участки обсадной колонны от границ водонефтяного контакта равными интервалами в водонасыщенной и нефтенасыщенной зонах, затем последовательно, начиная со стороны забоя скважины, расширяют вырезанные участки обсадной колонны скважины спуском компоновки, состоящей из колонны бурильных труб с раздвижным расширителем на конце и шламоуловителем, установленным в составе колонны бурильных труб выше раздвижного расширителя, извлекают из скважины компоновку для расширения вырезанных участков обсадной колонны, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта и нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта, трубы и глухого разбуриваемого пакера с посадочным инструментом, спускают компоновку в скважину на колонне труб и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив ближайшего к забою вырезанного участка обсадной колонны, производят посадку глухого разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта и водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта, трубы и проходного разбуриваемого пакера с посадочным инструментом, спускают компоновку на колонне труб в обсадную колонну и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив вырезанного участка обсадной колонны, производят посадку проходного разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины, оставляют водонефтенабухающие пакера на технологическую выдержку в течение 14 суток для изоляции вырезанных участков обсадной колонны скважины.

Недостатками данного способа являются сложность реализации и большие затраты времени, связанные с операциями по вырезке участков обсадной колонны выше и ниже нефтеносного пласта, между которыми необходимы технологические выдержки для набухания пакеров.

Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции заколонных перетоков в скважине (патент RU № 2713279, МПК E21B 43/16, E21B 33/12, опубл. 04.02.2020 Бюл. № 4), включающий разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта, вырезание участка обсадной колонны, расширение ствола скважины в вырезанном участке обсадной колонны, сбор компоновки, состоящей из колонны труб с водонабухающим пакером длиной, равной длине вырезанного участка обсадной колонны, установку водонефтенабухающего пакера напротив вырезанного участка обсадной колонны с последующей его изоляцией пакером после технологической выдержки, причем геофизическими исследованиями определяют выше или ниже нефтенасыщенной зоны происходят заколонные перетоки, в интервале которых производят вырезку участка обсадной колонны, компоновку колонны труб и водонефтенабухающего пакера снабжают дополнительным пакером, устанавливаемым внутри обсадной колонны труб с отсечением нефтенасыщенной зоны, при этом между пакерами располагают перфорированный патрубок, а водонефтенабухающий пакер сверху оснащают автоотцепом.

Недостатками данного способа являются сложность реализации и большие затраты времени, связанные с операциями по вырезке участка обсадной колонны выше или ниже нефтеносного пласта, и сложность попадания пакером в вырезанный участок обсадной колонны, имеющими одинаковые размеры в продольном направлении, при этом из-за наличия внутри перфорированного патрубка с дополнительным пакером сужается проходное сечение скважины, что значительно ограничивает возможность применения скважинного оборудования (пакера, перфоратора, продольногофрированных труб и/или т.п.) ниже этого патрубка..

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание простого в реализации способа, позволяющего надежно изолировать заколонные перетоки между водонасыщенной и нефтенасыщенной зонами с сохранением проходного сечения скважины по всей длине.

Техническая задача решается способом изоляции заколонных перетоков в скважине водонефтенабухающим пакером, включающим разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта, сбор компоновки, состоящей из колонны труб с водонефтенабухающим пакером, установку водонефтенабухающего пакера в интервале изоляции заколонных перетоков с последующей его изоляцией пакером после технологической выдержки.

Новым является то, что предварительно определяют технологическое время, необходимое для спуска в скважину обсадной колонны и ее крепление, исходя из анализа затрачиваемого время на подобные операции, проводимые на этом же месторождении, компоновку, в которой в качестве колонны труб применяют обсадные колонны, спускают в скважину после ее разбуривания, а водонефтенабухающий пакер располагают снаружи обсадной колонны на адгезионный слой в необходимом интервале, причем пакер снаружи покрывают защитным слоем, набухающим и растворяющимся в скважинной жидкости за технологическое время, а наружный диаметр пакера с защитным слоем изготавливают на 5 – 20 мм меньше диаметра разбуренной скважины в интервале изоляции.

Способ изоляции заколонных перетоков в скважине водонефтенабухающим пакером включает разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания. Анализируют время, затрачиваемое на спуск в скважину обсадной колонны и ее крепление на аналогичных скважинах этого месторождения, выбирают максимальное время и принимают его за технологическое время. В лабораторных условиях подбирают водонефтенабухающий материал и его толщину – защитный слой, набухающий и растворяющийся в скважинной жидкости за технологическое время. Обычно для экономии выбирают такой же материал (см. патенты RU №№ 2699643, 2617101, 2700606, 2744283, 2653024 и т.п.), как и для водонефтенабухающего пакера только сваренный при более высоком давлении и большее время выдержанный в печи, но более тонкого, чем толщина водонефтенабухающего пакера. На одну из труб наносят клей (см. патенты RU №№ 2293091, 2123509, 2455330, 2708308 и т.п.), обладающий высокими адгезионными свойствами как к металлу, так и к смеси водонефтенабухающего пакера, который располагают и фиксируют на клей снаружи этой трубы. На водонефтенабухающий пакер также наносят клей, сверху которого располагают защитный слой. Причем суммарная толщина наружного пакера (водонабухающего пакера с защитным слоем) подбирается так, чтобы его наружный диаметр был на 5 – 20 мм меньше диаметра разбуренной скважины в интервале изоляции пакером. Так как наибольшую эффективность водонефтенабухающие пакеры обеспечивают при увеличении в диаметре не более, чем на 30%, поэтому чем меньше наружный диаметр пакера, тем меньше должен быть зазор между ним и стенкой скважины, который определяют эмпирическим путем (на практике достаточно 5 – 20 мм). На материалы водонефтенабухащего пакера и клея авторы не претендуют, так как они в большом количестве и для разных видов скважинной жидкости известны из открытых источников. Для сбора компоновки с пакером как минимум одну обсадную трубу с водонефтенабухающим пакером спускают в скважину в составе обсадной колонны до расположения в интервале между сооветсвующими водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами. После чего производят крепление обсадной колонны в скважине при помощи цементного раствора. За время спуска и закачки цементного раствора для крепления обсадной колонны происходит набухание и разарушение защитного слоя в скважинной жидкости. Во время технологической выдержки цементного раствора до его отверждения вода из этого раствора абсорбируется как цементом, так и материалом водонефтенабухающего пакера. В результате увеличения диаметра пакера он вдавливает цементный раствор в грунт в интервале установки и уплотняет сам цемент. Благодаря чему после отверждения цементного раствора в цементный камень вероятность прорыва любой жидкости вдоль обсадной колонны в интервале установки резко снижается (примерно в 2 – 3 раза меньше, чем в аналогичных скважинах без этого пакера). Производят перфорацию пласта в его нефтенасыщенной зоне, спускают насосное оборудование или колонну нагнетательных труб для добычи продукции или нагнетания вытесняющего агента в пласт соответственно.

Даже в случае прорыва через цементный камень в интервале установки водонефтяного пакера воды из водонасыщенной зоны или нефти из нефтенасыщенной зоны, водонефтенабухающий материал пакера будет увеличиваться в размерах до перекрытия заколонных перетоков жидкости или значительного снижения их, что позволяет продолжать эксплуатацию скважины до проведения водоизоляционных работ (при обводнении продукции более чем на 95%) в 3 – 4 раза больше аналогичных скважин. Обычно этого достаточно на весь период эксплуатации скважины.

При этом надо учитывать, что все операции по спуску обсадной колонны с водонефтенабухающим пакером и креплению их в скважине не требуют никакого специального оборудования, что значительно упрощает и удешевляет все работы, а отсутствие внутри обсадной колонны никаких конструктивных элементов позволяет производить любые технологические операции как выше, так и ниже пакера.

Предлагаемый изобретения является создание простого в реализации способ изоляции заколонных перетоков в скважине водонефтенабухающим пакером позволяет надежно изолировать заколонные перетоки между водонасыщенной и нефтенасыщенной зонами с сохранением проходного сечения скважины по всей длине.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представлены водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважине. Техническим результатом является создание простого в реализации способа, позволяющего надежно изолировать заколонные перетоки между водонасыщенной и нефтенасыщенной зонами с сохранением проходного сечения скважины по всей длине. Способ изоляции заколонных перетоков в скважине водонефтенабухающим пакером включает разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон. Исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания. Спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта. Сбор компоновки, состоящей из колонны труб с водонефтенабухающим пакером. Установку водонефтенабухающего пакера в интервале изоляции заколонных перетоков с последующей его изоляцией пакером после технологической выдержки. Определяют технологическое время, необходимое для спуска в скважину обсадной колонны и ее крепления, исходя из анализа затрачиваемого времени на подобные операции, проводимые на этом же месторождении. Компоновку, в которой в качестве колонны труб применяют обсадные колонны, спускают в скважину после ее разбуривания. Водонефтенабухающий пакер располагают снаружи обсадной колонны на адгезионный слой в необходимом интервале. Пакер снаружи покрывают защитным слоем, набухающим и растворяющимся в скважинной жидкости за технологическое время. Наружный диаметр пакера с защитным слоем изготавливают на 5-20 мм меньше диаметра разбуренной скважины в интервале изоляции.

Способ изоляции заколонных перетоков в скважине водонефтенабухающим пакером, включающий разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта, сбор компоновки, состоящей из колонны труб с водонефтенабухающим пакером, установку водонефтенабухающего пакера в интервале изоляции заколонных перетоков с последующей его изоляцией пакером после технологической выдержки, отличающийся тем, что предварительно определяют технологическое время, необходимое для спуска в скважину обсадной колонны и ее крепления, исходя из анализа затрачиваемого время на подобные операции, проводимые на этом же месторождении, компоновку, в которой в качестве колонны труб применяют обсадные колонны, спускают в скважину после ее разбуривания, а водонефтенабухающий пакер располагают снаружи обсадной колонны на адгезионный слой в необходимом интервале, причем пакер снаружи покрывают защитным слоем, набухающим и растворяющимся в скважинной жидкости за технологическое время, а наружный диаметр пакера с защитным слоем изготавливают на 5-20 мм меньше диаметра разбуренной скважины в интервале изоляции.