Способ изоляции пластовых вод Советский патент 1983 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промыиленности, в частности к изоляции продуктивных пластов от проникновения пластовых вод. Известен способ изоляции пластовых -вод в скважинах путем гидравлического разрыва пласта с последующим заполнением образовавшейся трещины тампонирующим материалом, например глинистым раствором с песком 1. Недостатке данного способа является то, ч::о я условиях аномальнонизких пластовых давлений (АНПД) свойственных истощенным газовым месторождениям, и при высокой проницаемости пласта, создание трещин путем гидравлического разрыва происходит по всей эффективной мощности продуктивного пласта, что приводит к полной кольматации призабойной зоны в результате поглощения пластом жидкости песконосителя. При этом значительно снижается проницаемость призабойной зоны и продуктивная характеристика пласта-код1лектора. Наиболее близким к изобретению по технической сущности является спо соб изоляции поглощающих пластов, включающий герметизацию устья скважи ны, закачку газа в межтрубное пространство и закалку тампонажного рас вора в насоонокомпрессорные трубы. П ред закачкой тампонажного раствора устье скважины герметизируют и закачивают газ (можно закачивать и воз дух в затрубное пространство буриль ных труб до давления, равного разнос ти гидростатических давлений столбов тампонажного раствора и вытеСИенной им промывочной жидкости, в зону поглощения , и в момент выхода тампонаж ного раствора из бурильных труб газ из затрубного пространства стравливается| 2. Недостатком известного способа является то,.что тампонажный раствор продавливается в зону поглощения продавочной жидкости, что в условиях аномально-низких пластовых давлений не- исключает поглощения тампонажного раствора продуктивным пластом, та как гидростатическое давление, созда заемое столбом.продавочной жидкости заведомо выше пластового давления. j Целью изобретения является повы;шение эффективности проц-есса изоляци путем исключения поглощения тампонаж ного раствора продуктивным пластом. цель достигается тем,, что согласн способу изоляции пластовых вод, вклю чающему закачку газа в .межтрубное пространство и закачку тампонажного раствора в насосно-компрессорные трубы, газ в меоктрубное пространство закачивают до момента, йока давление в нем не станет равным пластовому, а после закдчки :рампонажного раствора межтрубное пространство- скважин сообщают с трубным. Сущность способа заключается в том, что при изоляции продуктивных горизонтов с аномально-низким пластовым давлением доставка тампонажного раствора к зоне изоляции происходит |под давлением силы тяжести раствора. На чертеже приведена схема осу{ществления предлагаемого способа. Перед проведением процесса изоляции скважину глушат трехфазной пенкой. В колонне насосно-компрессорных труб (НКТ 1 монтируют обратный клапан 2с таким расчетом., чтобы можно было произвести подъем НКТ, по окончании процесса изоляции на 20-30 м и выше .KPOBJHI зоны изоляции. На устье скважины монтируют устьевой . герметизатор 3, позволяющий проводить спуско-подъемные операции под -давлением. После этого при открытой задйижке 4 на выкидной линии 5, закрытых задвижках 6 и 7, открывают, задвижку 8 на тройнике 9и продувают скважину воздухом или газом от пены при помощи компрессора 10. После очистки ствола скважины от пены закрывают задвижку 4, открывают задвижку 6 и поднимают давление в скважине до величиша, равной пластовому давлению, с целью исключить приток газа из пласта к забою скважины. Контроль давления осуществляют по манометру 11. Затем закрывают задвижки б и 8, открывают задвижку 7 и агрегатом 12 заиачи- вают приготовленный тампонажный раствор в колонку НКТ в необходимом объеме. В момент окончания закачки тампонажного раствора закрывают задвижку 7 а открывают задвижки б и 8 на крестовине фоятааной арматугйа, тем самым сообщая межтрубное пространство скважины с внутренней полостьюНКТ. Происходит вьфавнивание над столбом таютонажногр раствора и под ним, в результате тампонажный раствор опускается на забой скважины под действием сшил собственного веса. Время опускания тампонажного раствора на забой определяется вьфажениемгде Ь - время опускания та мпонажного раствора на забой, с; Н- глубина спуска насосно-ком прессорных труб, м , VQ- скорость опускания тампонажного раствора, м/с. По истечении времени, необходимого для опускания тампонажного расзтвора да забой, и заполнения изолируемой зоны, закрывают задаижку б и при герметизированном устье под давлением колонну насосно-компрессорных труб поднимшот на 20-30 м выше уровня раствора во избежание прихвата. После

этого скважину под давлением оставляют на период охватывания и затвердевания тампонажмого раствора. Затвердевший тампонажный материал образует в приэабойной зоне водонепроницаемый экран;-изолирующий верхнюю продуктивную часть аэоносного пласта от поступления пластовой воды, do окончании периода затвердевания производят подь м насосно-компрессорных труб, скважину глушат пеной, демонтируют обратный клапан, устьевой герметизатор, вновь осваившт скважину и передают в эксплуатацию.

Предлагаемый способ проьюл опытно-проьалопенные испытания на скважине 150 ееверо-Ставропольско1ч месторождения. После ликвидахши песчаной пробки в скважине обнаружили, что нижняя продуктивная часть сильно обводнена. Обводненную часть пласта изолировали установкой цементного моста в интервале 782, м. Пластовое давление газоносного горизонта составляло 0,9 МПа. Для вшюлнення изоляционных работ на скважине произвели спуск насрсно-ксмшрессоЬных труб с обратным клапансяв до глубины 782,4 м.

Обратный клапан установили на глубине 80 м от устья. Устье скважины герметизировали при пс№Юи{и вращакю егося устьевого герметизатор. После этого скважину продули выхлопнь1ми

газами от пены и подн.яли дгшление j в эксплуатационной колонне до 0,9 МПа на устье. Затем закачали цементный раствор в колонну насосно- компрессорных труб в объеме 0,945 мг В момент окончания закачки цементного раствора соединили межтрубное пространство труб специальным тройником. При этом давление установилось fjQff тр цементный

0 раствор под собственным весом начгш опускаться на забой. По истечении 15 мин подняли насосно-компрессорные трубы из скважины до обратного клапана, закЕЯАпи скважину на период

5 затвердения цементного раствора (48ч), После этого отбили голову цементного моста допуском насосно-кс трессорных труб на глубине 730 м, т.е. в ресчетном интервале, скважину заглушили пеной, произвели демонтаж об0ратного клапана, устьевого герметизатора, вновь освоили Скважину и сдали в эксплуатацию с дебитом 30 тыс. MVcyT. До ремонта скважис ..на работала с дебитом 2 тыс. .

Предлагаемый способ улучшает культуру произвбдства работ по капитальному ремонту сквс1жин,за счет сокращения использования глинистого раствора и продавочной жидкости особенно в зимнее время, кроме того, сокра,1цаются потери природного газа.

СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД, включаюгдай герметизацию .устья скважины, закачку газа в межтрубное пространство и закачку тампонажнОго раствора в насосно-компрессорные трубы, отли.чающийс я тем, что, с целью повышения эффективности процесса изоляции путем исключения поглощения тампонажного раствора продуктивным пластом, газ в межтрубное пространство закачивается до мсмента, пока давление в нем не станет равным пластовому, а после закачки тгилпонажного раствора межтрубное пространство скважины сообщают с трубгелм. S 1C vl ф со