СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ ИЗ НИЖЕЛЕЖАЩЕГО ВОДОНОСНОГО ГОРИЗОНТА Российский патент 2022 года по МПК E21B33/138 E21B33/16 E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ликвидации заколонной циркуляции пластовой воды в нефтяных скважинах.

Поступление воды из других горизонтов по негерметичному заколонному пространству приводит к резкому увеличению обводненности добываемой продукции, снижению производительности добывающей скважины по нефти и отражается на конечной нефтеотдаче пластов из-за возможного оттока нефти из призабойной зоны скважины. Нередко приток воды в несколько раз превышает приток углеводородной жидкости из продуктивного пласта.

В настоящее время существует множество способов проведения работ по устранению заколонных перетоков пластовых вод, имеющих те или иные достоинства и недостатки.

Известен способ ликвидации нижней заколонной циркуляции скважины (Патент РФ № 2340760). Согласно изобретению изолируют от поступления жидкостей нижнюю часть скважины, начиная с глубины выше на 0,8-1,2 м нижних перфорационных отверстий. Закачивают в оставшийся открытым верхний интервал перфорации временно изолирующий материал в виде оторочки стабилизированной водонефтяной эмульсии до снижения приемистости на 50-90% от первоначальной. Переносят изоляцию от поступления жидкостей в нижнюю часть скважины на 3-5 м ниже нижних перфорационных отверстий. В открывшуюся часть скважины закачивают тампонажный материал «Гранит» в 2 этапа. На 1 этапе доводят материал до интервала ремонта, поднимают колонну насосно-компрессорных труб выше уровня материала «Гранит» и проводят технологическую выдержку до расслоения материала «Гранит». На 2 этапе продавливают в околоскважинную зону нижнюю часть расслоившегося материала «Гранит», проводят обратную промывку, технологическую выдержку для отвердения материала, разрушение кислотой материалов стабилизированной водонефтяной эмульсии и освоение скважины.

Недостатком известного способа является снижение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта в призабойной зоне пласта, что, в конечном итоге, снижает продуктивность скважины.

Известен способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (Патент РФ № 2139985), включающий закачку тампонажного раствора для изоляции водопритоков в скважине, содержащего минеральное вяжущее и модифицированную ПАВ углеводородную жидкость, в качестве вяжущего содержит гипсоглиноземистый или напрягающий цемент.

Недостатком такого способа является то, что при контакте тампонажного раствора с водой происходят быстрый набор вязкости и быстрое схватывание, в результате чего возникает риск аварийной ситуации при проведении работ в скважинах с использованием технологических жидкостей на водной основе.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (Патент РФ № 261096), включающий закачивание через насосно-компрессорные трубы - НКТ и продавку товарной нефтью в изолируемый интервал тампонажного раствора на основе микроцемента в дизельном топливе. В скважину спускают разбуриваемый пакер на колонне НКТ, осуществляют посадку пакера, предварительно в пространство между НКТ и стенками скважины закачивают высоковязкую гидрофобную эмульсию - ВГЭ с плотностью, большей, чем плотность жидкости в скважине. Тампонажный раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент, содержащий 95% частиц размером менее 15 мкм, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: микроцемент 100, дизельное топливо 60-85, ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот 0,13-0,36, ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов 0,42-0,88.

Недостатком такого способа является возможность снижения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта в призабойной зоне пласта, что, в конечном итоге, может снизить продуктивность скважины.

Задача предлагаемого изобретения состоит в обеспечении качественной ликвидации заколонных перетоков пластовых вод из нижерасположенных водоносных горизонтов в вышерасположенный перфорированный продуктивный пласт в нефтедобывающих скважинах.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в создании надежного барьера поступления пластовых вод по заколонному пространству между обсадной колонной и горными породами.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающей скважине из нижележащего водоносного горизонта включает глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования. Установку пакер-пробки в интервале подошвы продуктивного пласта, и через спущенную колонну насосно-компрессорных труб с пакером закачивают в перфорационные каналы блокирующий состав. После этого поднимают колонну НКТ с пакером, разбуривают пакер-пробку, на колонне бурильных труб спускают щелевой перфоратор и проводят перфорацию в интервале водоносного горизонта с образованием продольных щелевых каналов. Приподнимают бурильные трубы с перфоратором и спускают компоновку, состоящую из НКТ, пера и пакера. Далее проводят закачку водоизоляционной композиции, которая прокачивается в щелевые каналы. После этого приподнимают компоновку и скважину оставляют на ОЗЦ. Далее в скважину спускают обсадную колонну меньшего диаметра от забоя до кровли водоносного горизонта, цементируют и оставляют на ОЗЦ.

На фиг. 1-5 представлены схемы реализации способа.

Способ осуществляют следующим образом.

Скважину 1, эксплуатирующую продуктивный пласт 2 и обводнившейся по причине движения пластовых вод из нижележащего водоносного горизонта 3 по заколонному пространству и поступления в скважину 1 через перфорационные отверстия 4, останавливают. Скважину 1 глушат, и извлекают внутрискважинное оборудование 5 (фиг. 1).

В скважине 1 устанавливают пакер-пробку 6 в интервале подошвы продуктивного пласта 2, и через спущенную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 7 с пакером 8 закачивают в перфорационные каналы 4 блокирующий состав 9, позволяющий в процессе проведения ремонтно-изоляционных работ предотвратить поступление фильтрата жидкости глушения в продуктивный пласт 2 и сохранить его фильтрационно-емкостные свойства (фиг. 2).

После этого поднимают колонну НКТ 7 с пакером 8, разбуривают пакер-пробку 6 (не показано), на колонне бурильных труб 10 спускают щелевой перфоратор 11 и проводят перфорацию в интервале водоносного горизонта 3 с образованием продольных щелевых каналов 12 (фиг. 3).

После проведения работ, приподнимают бурильные труб 10 с перфоратором 11 и спускают компоновку, состоящую из НКТ 13, пера 14 и пакера 15. Далее проводят закачку водоизоляционной композиции, которая прокачивается в щелевые каналы 12 (фиг. 4).

После этого приподнимают компоновку и скважину 1 оставляют на ожидание затвердевания цемента (ОЗЦ).

Далее в скважину 1 спускают обсадную колонну меньшего диаметра 16 от забоя 17 до кровли водоносного горизонта 3, цементируют и оставляют на ОЗЦ (фиг. 5).

В заключение скважину 1 реперфорируют (не показано) в интервале продуктивного пласта 2, осваивают и выводят на режим.

ПОЯСНЕНИЯ К РИСУНКАМ

1 - Скважина

2 -Продуктивный пласт

3 - Водоносный горизонт

4 - Перфорационные отверстия

5 - Внутрискважинное оборудование

6 - Пакер-пробка

7 - Колонна НКТ

8 - Пакер

9 - Блокирующий состав

10 - Бурильные трубы

11 - Щелевой перфоратор

12 - Щелевые каналы

13 - НКТ

14 - Перо

15 - Пакер

16 - Обсадная колонна меньшего диаметра

17 – Забой.

Заявлен способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающей скважине из нижележащего водоносного горизонта. Техническим результатом является создание надежного барьера поступления пластовых вод по заколонному пространству между обсадной колонной и горными породами. Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающей скважине из нижележащего водоносного горизонта включает глушение скважины. Также способ включает извлечение внутрискважинного оборудования; установку пакер-пробки в интервале подошвы продуктивного пласта. Через спущенную колонну насосно-компрессорных труб с пакером закачивают в перфорационные каналы блокирующий состав; после этого поднимают колонну насосно-компрессорных труб с пакером. После чего разбуривают пакер-пробку. На колонне бурильных труб спускают щелевой перфоратор и проводят перфорацию в интервале водоносного горизонта с образованием продольных щелевых каналов. После чего приподнимают бурильные трубы с перфоратором и спускают компоновку, состоящую из колонны насосно-компрессорных труб, пера и пакера. После чего проводят закачку водоизоляционной композиции, которая прокачивается в щелевые каналы. После этого приподнимают компоновку и скважину оставляют на ожидание затвердевания цемента. Далее в скважину спускают обсадную колонну меньшего диаметра от забоя до кровли водоносного горизонта, цементируют и оставляют на ожидание затвердевания цемента. 5 ил.

Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающей скважине из нижележащего водоносного горизонта, отличающийся тем, что включает глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, установку пакер-пробки в интервале подошвы продуктивного пласта, и через спущенную колонну насосно-компрессорных труб с пакером закачивают в перфорационные каналы блокирующий состав, после этого поднимают колонну насосно-компрессорных труб с пакером, разбуривают пакер-пробку, на колонне бурильных труб спускают щелевой перфоратор и проводят перфорацию в интервале водоносного горизонта с образованием продольных щелевых каналов, приподнимают бурильные трубы с перфоратором и спускают компоновку, состоящую из колонны насосно-компрессорных труб, пера и пакера, далее проводят закачку водоизоляционной композиции, которая прокачивается в щелевые каналы, после этого приподнимают компоновку и скважину оставляют на ожидание затвердевания цемента, далее в скважину спускают обсадную колонну меньшего диаметра от забоя до кровли водоносного горизонта, цементируют и оставляют на ожидание затвердевания цемента.