Способ герметизации заколонного пространства скважины
Изобретение относится к области разработки нефтегазовых месторождений. Обеспечивает повышение производительности скважин. Сущность изобретения: глушат скважину. Перфорируют обсадную колонну в интервале верхней части проницаемого и подошвы вышележащего непроницаемого пластов. Закачивают герметизирующий состав, тампонажный раствор и продавочную жидкость. Оставляют скважину на период ожидания затвердения тампонажного раствора. В качестве проницаемого пласта используют водоносный пласт, ближайший к нижнему эксплуатационному объекту. Обсадную колонну перфорируют в интервале продуктивных пластов, намеченных для последующей эксплуатации. В скважину спускают на колонне насосно-компрессорных труб технологический пакер и устанавливают его над интервалом перфорации водоносного и вышележащего непроницаемого пластов. Герметизирующий состав закачивают и продавливают в заколонное пространство порциями до нулевой приемистости с распакеровкой и промывкой скважины, а также выдержкой скважины между закачками порций на время твердения герметизирующего состава. Закачку порций герметизирующего состава производят с нарастающими забойными давлениями, начиная с давления, незначительно превышающего пластовое давление в водоносном пласте. Тампонажный раствор закачивают и располагают в полости скважины с условием перекрытия интервала перфорации водоносного и вышележащего непроницаемого пластов. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к области разработки нефтегазовых месторождений и может быть использовано для герметизации заколонного пространства скважин.
Известен способ герметизации трубного и заколонного пространства, включающий глушение скважины технологочиской жидкостью, закачивание тампонажного раствора и продавочной жидкости, вытеснение из скважины избытка тампонажного раствора и оставление скважины на период ожидания затвердения тампонажного раствора. При этом технологическую жидкость вытесняют технической водой при избыточном давлении на пласт, затем осуществляют перфорирование колонны в верхней части проницаемого горизонта и подошвы вышележащей непроницаемой перемычки, продувают скважину на факел при максимальной депрессии, промывают технической водой при избыточном давлении по отношению к давлению в пласте, закачивают водорастворимый полимер, коагулирующий и твердеющий при контакте с пластовыми водами, содержащими ионы поливалентных металлов, закачивают и продавливают тампонажный раствор в пласт, трубное и затрубное пространство при сохранении избыточного давления, а в качестве тампонажного раствора используют смесь цемента с реологической, упрочняющей и особо тонкодисперсной минеральной вяжущей добавкой типа "Микродур" (RU 2223386 С2, 7 Е 21 В 33/13, 10.02.2004, Бюл. №4).
Основным недостатком известного способа является то, что при его реализации производится закачка тампонирующих материалов в продуктивный пласт, за счет чего ухудшаются его фильтрационные параметры, а значит и снижается продуктивность скважины. Кроме того, при реализации известного способа дважды производится глушение скважины, между операциями глушения необходимо проводить освоение, продувку скважины, что требует значительных временных затрат и может быть использовано преимущественно на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.
Технической задачей предлагаемого изобретения является предотвращение фильтрации пластовой воды по заколонному пространству и расширение в результате реализации способа добывных возможностей скважины за счет увеличения эксплуатируемых ею объектов.
Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе герметизации заколонного пространства скважины, включающем глушение скважины, перфорирование обсадной колонны в интервале верхней части проницаемого и подошвы вышележащего непроницаемого пластов, закачку герметизирующего состава, тампонажного раствора и продавочной жидкости, оставление скважины на период ожидания затвердения тампонажного раствора, в качестве проницаемого пласта используют водоносный пласт, ближайший к нижнему эксплуатационному объекту, кроме того перфорируют обсадную колонну в интервале продуктивных пластов, намеченных для последующей эксплуатации, в скважину спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) технологический пакер, устанавливают его над интервалом перфорации водоносного и вышележащего непроницаемого пластов, герметизирующий состав закачивают и продавливают в заколонное пространство порциями до нулевой приемистости с распакеровкой и промывкой скважины, а также выдержкой скважины между закачками порций на время твердения герметизирующего состава, причем закачку порций герметизирующего состава производят с нарастающими забойными давлениями, начиная с давления, незначительно превышающего пластовое давление в водоносном пласте, а тампонажный раствор закачивают и располагают в полости скважины с условием перекрытия интервала перфорации водоносного и вышележащего непроницаемого пластов. Кроме того, перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивных пластов, намеченных для последующей эксплуатации, осуществляют после герметизации заколонного пространства скважины, закачки тампонажного раствора и ожидания его затвердения.
На чертеже представлена схема реализации способа герметизации заколонного пространства скважины: а - глушение скважины и создание технологических отверстий в обсадной эксплуатационной колонне, б - герметизация заколонного пространства и установка цементного моста, в - вскрытие нижнего эксплуатационного объекта и пуск скважины в эксплуатацию. 1 - эксплуатируемый объект (газовый пласт), 2 - нижний эксплуатационный объект (нефтяной пласт), 3 - водоносный пласт, 4 - обсадная эксплуатационная колонна, 5 - цементный камень в заколонном пространстве, 6 - искусственный забой (цементный мост), 7 - колонна насосно-компрессорных труб, 8 - интервал перфорации эксплуатируемого объекта, 9 - перфоратор, 10 - задавочная жидкость, 11 - блокирующий состав, 12 - технологический пакер, 13 - технологические перфорационные отверстия, 14 - герметизирующий состав, 15 - цементный мост, 16 - продавочная жидкость, 17 - перфорационные отверстия нижнего эксплуатационного объекта, 18 - эксплуатационный пакер.
Сущность изобретения заключается в следующем.
Для изоляции заколонного пространства ниже эксплуатационных объектов (продуктивных пластов 1, 2) производят глушение скважины задавочной жидкостью 10, извлекают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с используемым подземным оборудованием, спускают в скважину буровой инструмент и разбуривают цементный мост (если он установлен) с таким расчетом, чтобы искусственный забой 6 оказался ниже верхнего водоносного пласта 3. Затем извлекают буровой инструмент и спускают колонну НКТ 7 с перфоратором 9, при этом в скважину в интервал продуктивных эксплуатационных объектов закачивают блокирующий состав 11 для исключения фильтрации задавочной жидкости в продуктивные пласты (чертеж "а"). Производят перфорацию обсадной колонны 4 в интервале кровли водоносного пласта 3, ближайшего к нижнему эксплуатационному объекту 2, и подошвы вышележащего непроницаемого пласта, а также продуктивные пласты, намеченные для последующей эксплуатации - в нашем случае нижний эксплуатационный объект 2 (позиции 13 и 17 на чертеже "б").
Далее из скважины извлекают перфоратор и спускают колонну НКТ 7 с технологическим пакером 12, при этом технологический пакер устанавливают выше интервала проведенной перфорации в кровле водоносного пласта и подошвы вышележащего непроницаемого пласта. При открытом затрубном пространстве через колонну НКТ закачивают порцию герметизирующего состава 14, которую после доставки на забой скважины и приведения технологического пакера в рабочее состояние через созданные технологические перфорационные отверстия 13 продавливают в фильтрационные каналы заколонного пространства и верхнюю часть водоносного пласта 3 при давлении, незначительно превышающем пластовое давления водоносного пласта. Затем производят распакеровку, промывку скважины для предотвращения прихвата инструмента и выдержку скважины в течение времени затвердения используемого герметизирующего состава. После этого технологический пакер снова приводят в рабочее состояние и созданием избыточного давления в НКТ на устье скважины определяют приемистость загерметизированного интервала. При наличии приемистости (показатель негерметичности) операции по закачке порций герметизирующего состава в заколонное пространство и водоносный пласт повторяют с увеличивающимися забойными давлениями. Многократные закачки герметизирующего состава с увеличивающимися забойными давлениями позволяют первоначально загерметизировать водоносный пласт в интервале перфорации с созданием в его верхней части непроницаемого барьера, а затем заколонное пространство выше водоносного пласта, герметизация которого требует более высоких давлений, поскольку проницаемость водоносного пласта, как правило, выше каналов разгерметизации цементного камня за колонной. При достижении нулевой приемистости производят распакеровку, в скважину закачивают при открытом затрубном пространстве на устье порцию цементного раствора и продавливают ее на забой скважины продавочной жидкостью с таким расчетом, чтобы устанавливаемый цементный мост 15 перекрывал технологические отверстия 13 (чертеж "б").
Затем из скважины извлекают колонну НКТ с технологическим пакером и скважину выдерживают в течение времени затвердения цемента. После этого в скважину спускают рабочую компоновку колонны НКТ с эксплуатационным пакером 18, скважину осваивают и пускают в работу (чертеж "в").
Если расстояние между верхним водоносным пластом и нижним эксплуатационным объектом недостаточное для установки технологического пакера, то перед проведением герметизации заколонного пространства первоначально проводят перфорацию только интервала для закачки в заколонное пространство герметизирующего состава, а дополнительную перфорацию в интервале намеченных эксплуатационных объектов осуществляют после завершения герметизации заколонного пространства скважины и установки цементного моста. В данном случае есть некоторая вероятность нарушения герметичности заколонного пространства в результате перфорационных работ на эксплуатационных объектах, но если использовать пластичные герметизирующие составы, то такая вероятность сводится до минимума.
Пример реализации способа.
Необходимо провести герметизацию заколонного пространства в скважине со следующими параметрами: глубина L=2500 м, обсадная эксплуатационная колонна с наружным и внутренним диаметрами Dн=139,7 мм, Dв=118,6 мм соответственно, колонна НКТ с внутренним диаметром Dнкт=59 мм, в скважине вскрыты перфорацией газовые объекты в интервалах 2322-2337 м, 2342-2351 м, 2360-2367 м, верхний водоносный пласт залегает в интервале 2395-2398 м, его пластовое давление составляет 24 МПа, коэффициент пористости m=0,12, в интервале 2371-2376 м залегает нефтенасыщенный пласт, не вскрытый перфорацией из-за опасений преждевременного обводнения скважины по заколонному пространству, качество цементирования которого по данным АКЦ плохое, искусственный забой (цементный мост) находится на глубине 2380 м. В процессе эксплуатации скважина обводнилась в результате прорыва воды по заколонному пространству.
Для герметизации заколонного пространства первоначально после глушения скважины задавочной жидкостью и извлечения колонны НКТ с используемым подземным оборудованием спускаем бурильный инструмент и разбуриваем цементный мост до глубины 2400 м, вскрывая интервал залегания верхнего водоносного пласта. После разбуривания цементного моста до нужной глубины подаем на забой скважины блокирующий состав с размещением его в интервале 2320-2400 м. В качестве такого состава используем высокомолекулярный полимер "Робус-Г" (производитель ЗАО "Робус", ТУ 9172-003-35944370-01) потребный объем раствора которого составит:
Vг=(πDв2/4)(2400-2320)=3,14×0,11862/4×80=0,88 м3.
Затем извлекаем из скважины бурильный инструмент, спускаем перфоратор и последовательно проводим вскрытие кровли водоносного пласта и заколонного пространства в интервале 2394-2396 м (захватывая 1 м водоносного пласта и 1 м непроницаемого пласта), а также нижнего эксплуатационного объекта нефтенасыщенного пласта в интервале 2371-2376 м.
Далее в скважину спускаем колонну НКТ до глубины 2395 м (середины интервала технологических отверстий) с технологическим пакером, закачиваем в колонну НКТ при открытом затрубном пространстве герметизирующий состав в объеме 1 м3 и продавливаем его на забой продавочной жидкостью.
Объем продавочной жидкости равен объему НКТ за вычетом объема герметизирующего состава Vгс:
Vп.ж=(πDнкт2/4)×2395-Vг.с=(3,14×0,0592)/4×2395-1=5,2 м3.
Закрываем затрубное пространство и приводим технологический пакер в рабочее состояние с расположением последнего над технологическими отверстиями в интервале 2394-2396 м. Закачкой продавочной жидкости в объеме не менее объема герметизирующего состава производим нагнетание последнего в каналы негерметичности заколонного пространства и верхнюю часть водоносного пласта. Репрессию на водоносный пласт создаем порядка 10 МПа, что будет равно устьевому давлению, поскольку удельный вес используемых жидкостей близок к единице, а пластовое давление равно гидростатическому. В качестве герметизирующего состава используем высокомолекулярный полимер "Робус-В", время твердения которого составляет около 3 часов. Данный полимер специально выпускается для ликвидации водопроявлений, он не реагирует на кислотные обработки, что очень важно для карбонатных коллекторов, в которых солянокислотные обработки являются главным способом повышения проницаемости продуктивных пластов. Считая, что первая порция герметизирующего состава преимущественно закачивается в верхнюю часть водоносного пласта, можно определить радиус создаваемого непроницаемого барьера (Rб):
Rб=(Vг.с/πmh)0,5=(1/3,14×0,12×1)0,5=1,6 м.
Производим распакеровку и промывку скважины для предотвращения "прихвата" инструмента на забое. По истечении 3 часов снова приводим пакер в рабочее состояние, созданием избыточного давления на устье проверяем успешность проведенной изоляции заколонного пространства. При наличии приемистости повторно доставляем на забой и закачиваем через технологические отверстия следующую порцию "Робус-В" с выполнением описанных выше операций и при давлении, выше 10 МПа.
При нулевой приемистости ставим на забое цементный мост в интервале от искусственного забоя - 2400 м до глубины 2380 м. Объем цементного раствора составит:
Vц.р=(πDв2/4)(2400-2380)=3,14×0,11862/4×20=0,22 м3.
Из скважины извлекаем колонну НКТ с технологическим пакером. После ожидания затвердения цементного раствора (ОЗЦ) и проверки его "головы" спускаем колонну НКТ с рабочим пакером и необходимым забойным оборудованием. Пакер устанавливаем над эксплуатационными объектами, скважину осваиваем любым известным способом и пускаем в работу.
При использовании описываемого способа производится надежная герметизация заколонного пространства, при этом не допускается снижение фильтрационных параметров продуктивных пластов, поскольку герметизирующий состав главным образом закачивается в верхнюю часть водоносного пласта и фильтрационные каналы заколонного пространства выше его. Кроме того, в процессе реализации способа скважина готовится к последующей эксплуатации с максимальным охватом нижних продуктивных объектов, неохваченных разработкой из-за опасности преждевременного обводнения.
1. Способ герметизации заколонного пространства скважины, включающий глушение скважины, перфорирование обсадной колонны в интервале верхней части проницаемого и подошвы вышележащего непроницаемого пластов, закачку герметизирующего состава, тампонажного раствора и продавочной жидкости, оставление скважины на период ожидания затвердения тампонажного раствора, при этом в качестве проницаемого пласта используют водоносный пласт, ближайший к нижнему эксплуатационному объекту, кроме того, перфорируют обсадную колонну в интервале продуктивных пластов, намеченных для последующей эксплуатации, в скважину спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) технологический пакер, устанавливают его над интервалом перфорации водоносного и вышележащего непроницаемого пластов, герметизирующий состав закачивают и продавливают в заколонное пространство порциями до нулевой приемистости с распакеровкой и промывкой скважины, а также выдержкой скважины между закачками порций на время твердения герметизирующего состава, причем закачку порций герметизирующего состава производят с нарастающими забойными давлениями, начиная с давления, незначительно превышающего пластовое давление в водоносном пласте, а тампонажный раствор закачивают и располагают в полости скважины с условием перекрытия интервала перфорации водоносного и вышележащего непроницаемого пластов.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что перфорацию обсадной колонны в интервале продуктивных пластов, намеченных для последующей эксплуатации, осуществляют после герметизации заколонного пространства скважины, закачки тампонажного раствора и ожидания его затвердения.
