Способ изоляции притока пластовых вод в скважине



Способ изоляции притока пластовых вод в скважине
Способ изоляции притока пластовых вод в скважине
Способ изоляции притока пластовых вод в скважине
Способ изоляции притока пластовых вод в скважине
Способ изоляции притока пластовых вод в скважине
Способ изоляции притока пластовых вод в скважине
Способ изоляции притока пластовых вод в скважине

 


Владельцы патента RU 2488692:

Открытое акционерное общество "Газпром" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных пластовыми водами. Обеспечивает повышение эффективности изоляции притока пластовых вод без загрязнения высокопроницаемых необводненных газонасыщенных интервалов продуктивного пласта. Сущность изобретения: по способу после извлечения лифтовой колонны из скважины в интервал обводнившейся части продуктивного пласта намывают песчаную пробку. Выше нее в интервале необводнившейся части продуктивного пласта устанавливают изоляционный цементный мост из гидрофобизирующего цементного состава. После завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) осуществляют его разбуривание с оставлением цементного кольца на стенках эксплуатационной колонны. Ниже цементного кольца в обводнившейся части продуктивного пласта удаляют песчаную пробку. Над кровлей продуктивного пласта устанавливают изоляционный пакер, спускаемый на колонне технологических труб. В интервал промытой песчаной пробки через существующие перфорационные отверстия обводненной части продуктивного пласта или через вновь созданные технологические отверстия под водоизоляцию закачивают под давлением водоизоляционную композицию, докрепляют водоизоляционную композицию устанавливаемым в стволе скважины докрепляющим цементным мостом из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности. После установки докрепляющего цементного моста изоляционный пакер распакеровывают, а колонну технологических труб приподнимают. После ОЗЦ и испытания докрепляющего цементного моста на прочность и герметичность колонну труб с пакером извлекают из скважины, проводят повторную перфорацию необводнившейся части продуктивного пласта, перекрытого цементным кольцом, в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза. Проводят кислотную обработку вновь вскрытого интервала перфорации для разрушения цементного кольца, спускают в скважину новую лифтовую колонну и осваивают скважину. После получения устойчивого притока газа из пласта в скважину закачивают и продавливают в призабойную зону пласта смесь метанола с неионогенным поверхностно-активным веществом для удаления водной составляющей фильтрата гидрофобизирующего цементного состава, отрабатывают скважину на факел до выхода ее на рабочий режим и вводят в эксплуатацию. 7 ил., 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подтянувшимися к забою и перекрывшими нижние отверстия интервала перфорации пластовыми водами.

На месторождениях Западной Сибири изоляцию притока пластовых вод проводят в основном закачиванием в обводненный участок водоизолирующей композиции и закреплением ее в продуктивном пласте устанавливаемым в стволе скважины цементным мостом. При этом в случае наличия над обводненной частью продуктивного пласта высокопроницаемого газонасыщенного интервала высока вероятность проникновения водоизолирующей композиции и цементного раствора в высокопроницаемый необводненный газонасыщенный интервал, а не в обводнившуюся часть продуктивного пласта. Нередко для исключения этого нежелательного обстоятельства высокопроницаемый необводненный газонасыщенный интервал отсекается от обводившейся части продуктивного пласта изоляционными пакерами, например, по патенту РФ №2127807. Однако, в случае перекрытия нижних отверстий интервала перфорации пластовыми водами, устанавливать изоляционный пакер в интервале перфорации нецелесообразно, так как он не обеспечит герметичность перекрытия эксплуатационной колонны и не сможет зафиксироваться в колонне в этом интервале.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть продуктивного пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку 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 является загрязнение высокопроницаемого необводненного газонасыщенного интервала продуктивного пласта тампонажным раствором при проведении водоизоляционных работ.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности и эффективности изоляции притока пластовых вод.

Достигаемый технический результат, который получается в результате применения изобретения, состоит в повышении эффективности изоляции притока пластовых вод без загрязнения высокопроницаемых необводненных газонасыщенных интервалов продуктивного пласта.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при изоляции притока пластовых вод в скважине, после извлечения лифтовой колонны из скважины в интервал обводнившейся части продуктивного пласта намывают песчаную пробку, выше нее в интервале необводнившейся части продуктивного пласта устанавливают изоляционный цементный мост из гидрофобизирующего цементного состава, после завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) осуществляют его разбуривание с оставлением цементного кольца на стенках эксплуатационной колонны, ниже цементного кольца в обводнившейся части продуктивного пласта удаляют песчаную пробку, над кровлей продуктивного пласта устанавливают изоляционный пакер, спускаемый на колонне технологических труб, в интервал промытой песчаной пробки через существующие перфорационные отверстия обводненной части продуктивного пласта или через вновь созданные технологические отверстия под водоизоляцию закачивают под давлением водоизоляционную композицию, докрепляют водоизоляционную композицию устанавливаемым в стволе скважины докрепляющим цементным мостом из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности, после установки докрепляющего цементного моста изоляционный пакер распакеровывают, а колонну технологических труб приподнимают, после ОЗЦ и испытания докрепляющего цементного моста на прочность и герметичность колонну труб с пакером извлекают из скважины, проводят повторную перфорацию необводнившейся части продуктивного пласта, перекрытого цементным кольцом, в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза, проводят кислотную обработку вновь вскрытого интервала перфорации для разрушения цементного кольца, спускают в скважину новую лифтовую колонну и осваивают скважину, после получения устойчивого притока газа из пласта в скважину закачивают и продавливают в призабойную зону пласта смесь метанола с неионогенным поверхностно-активным веществом для удаления водной составляющей фильтрата гидрофобизирующего цементного состава, отрабатывают скважину на факел до выхода ее на рабочий режим и вводят в эксплуатацию.

На фиг.1 представлена конструкция скважины, обводненной пластовыми водами, на фиг.2-7 представлена поэтапная схема реализации данного способа изоляции притока пластовых вод.

Способ реализуется в заглушенной скважине (фиг.1), имеющей эксплуатационную 1 и лифтовую 2 колонны, обводненной подтянувшимися к забою и перекрывшими нижние отверстия интервала перфорации 3 пластовыми водами с размещением газоводяного контакта (ГВК) 4 в интервале перфорации 3.

Реализация способа осуществляется следующим образом.

Перед проведением ремонтных работ (фиг.2) из скважины извлекают лифтовую колонну 2. После извлечения лифтовой колонны 2 в интервал обводнившейся части 5 продуктивного пласта намывают песчаную пробку 6 для создания упора под изоляционный цементный мост, устанавливаемый позднее. Выше намытой песчаной пробки 6 в интервале необводнившейся части 7 продуктивного пласта устанавливают изоляционный цементный мост 8 из гидрофобизирующего цементного состава.

Под гидрофобизирующим цементным составом понимается состав, отталкивающий от себя пластовую воду, как это следует из книги «Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин / И.И. Клещенко и др. - М.: Недра, 1998. - 267 с. К таким составам относятся цементные растворы, затворенные на углеводородной жидкости, нефти, так называемые углеводородные цементные растворы, либо цементные составы с различными гидрофобизирующими добавками, например «жидким стеклом, или гидрофобной кремнеорганической жидостью ГКЖ.

После ОЗЦ и испытания на прочность и герметичность (фиг.3) осуществляют разбуривание изоляционного цементного моста 8 с оставлением цементного кольца 9 на стенках эксплуатационной колонны 1, перекрывающего существующий интервал перфорации 3, находящийся в необводненной части 7 продуктивного пласта.

Ниже цементного кольца 9 (фиг.4) в обводнившейся части 5 продуктивного пласта удаляют песчаную пробку 6 на необходимую по технологии глубину, над кровлей 10 продуктивного пласта устанавливают изоляционный пакер 11, спускаемый на колонне технологических труб 12 и герметично перекрывающего затрубное пространство скважины.

В интервал (фиг.5) промытой песчаной пробки 6 обводнившейся части 5 продуктивного пласта через существующие нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 3 либо через вновь созданные технологические отверстия 13 под водоизоляцию закачивают под давлением водоизоляционную композицию 14, например, пластифицированный с повышенной растекаемостью и проникающей способностью цементный раствор или гель.

Под водоизоляционной композицией вообще в нефтегазовой практике понимается составы, обеспечивающие изоляцию притока пластовых вод, такие как тампонажные цементные составы, описанные в книге [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин / А.Д. Амиров и др. - М.: Недра, 1979. - С.238-241] и другие составы, приведенные в книгах [Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин /И.И. Клещенко и др. - М.: Недра, 1998. - 267 с.; Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы / В.Г. Уметбаев и др. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. - 424 с.; Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: Учеб. Для вузов / Ю.М. Басарыгин и др. - Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань, 2002. - 584 с.], например, «жидкое стекло», поливиниловые спирты ПВС 18/11 или ПВС В1Н.

Помимо этого, известны такие водоизоляционные составы, как:

- модификатор 113-63 или 113-65 + этилсиликат ЭТС-40 или ЭТС-16 + гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ;

- этилсиликат ЭТС-40 или ЭТС-16 + синтетическая виноградная кислота СВК + хлорид кальция CaCl2;

- поливиниловый спирт ПВС + гидрофобная кремнийорганическая жидкость ГКЖ.

Известны также гелеобразующие водоизоляционные составы, например,:

- силикатный гель, состоящий из гелеобразующей основы + хлорида кальция CaCl2 + соляной кислоты HCl + сульфата аммония (NH4)2SO4;

- полимерный гель, состоящий из гелеобразующей основы + полиакриламита ПАА.

Интервал (фиг.6) обводнившейся части 5 продуктивного пласта, в который была закачена водоизолирующая композиция 14, перекрывают докрепляющим цементным мостом 15 из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности.

Под цементным раствором на основе цемента нормальной плотности понимается раствор: портландцемент ПТЦ-1-50 60% + вода 40%, плотностью 1750-1950 кг/м3.

После продавливания цементного раствора изоляционный пакер 11 распакеровывается, скважина промывается созданием циркуляции, а колонна технологических труб 12 приподнимается.

После ОЗЦ (фиг.7) и испытания докрепляющего цементного моста 15 на прочность и герметичность колонну технологических труб 12 вместе с распакерованным пакером 11 извлекают из скважины. Проводят повторную перфорацию существующего интервала перфорации 3, находящегося в необводненной части 7 продуктивного пласта и перекрытого цементным кольцом 9, с образованием новых перфорационных отверстий 16 под эксплуатацию в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта, определенного по результатам геофизических исследований.

Проводят кислотную обработку вновь вскрытого интервала перфорации 16 под эксплуатацию для разрушения цементного кольца 9, например, установкой кислотной и щелочной ванн и последующей соляно-кислотной обработкой на глубину, не превышающую 5 м по радиусу.

Далее в скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации 16 под эксплуатацию спускают новую лифтовую колонну 17 (фиг.7) и осуществляют вызов притока из пласта через новые перфорационные отверстия 16 под эксплуатацию, выполненные в высокопроницаемой наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта.

После получения устойчивого притока газа из пласта в скважину закачивают и продавливают в ПЗП смесь метанола с неионогенным поверхностно-активным веществом, например, ОП-10, в объеме 5-6 м3 для удаления водной составляющей фильтрата гидрофобизирующего цементного состава, примененного при установке.

К неионогенным поверхностно-активным веществам - ПАВ, помимо ОП-10, относятся и другие широко известные вещества, описанные в книге [Я.А. Рязанов. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: Изд-во «Летопись», 2005], например, диссолван или натрий-карбоксиметилцеллюлозу NaКМЦ. Из неионогенных ПАВ наиболее распространены полиэтиленгликолевые эфиры алкилфенолов, синтезированные под названием вспомогательных веществ ОП-7, ОП-10, ОП-20, ОП-45, превоцел W-OF-100, W-ON, диссолван, R-11, эмульгатор ОП-4 [И.И. Клещенко, А.В. Кустышев, Н.В. Михайлов. Поверхностно-активные вещества для удаления жидкости с забоев газовых и газоконденсатных скважин / Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 36 с.].

Продавливание смеси осуществляют инертным газом, азотом, от установки нагнетания газа или природным газом от соседней скважины или из газопровода. Затем скважину отрабатывают на факел до выхода ее на рабочий режим и вводят в эксплуатацию.

Примеры осуществления заявленного способа изоляции притока пластовых вод в скважине.

Пример 1

Из скважины извлекают лифтовую колонну 2 диаметром 168 мм. После извлечения лифтовой колонны 2 в интервал обводнившейся части 5 продуктивного пласта намывают песчаную пробку 6 для создания упора под изоляционный цементный мост, устанавливаемый позднее. Выше намытой песчаной пробки 6 в интервале необводнившейся части 7 продуктивного пласта устанавливают изоляционный цементный мост 8 из гидрофобизирующего цементного состава ПТЦ 1-50 60 мас.% + нефть 40 мас.%.

После ОЗЦ и испытания на прочность и герметичность осуществляют разбуривание изоляционного цементного моста 8 с оставлением цементного кольца 9 на стенках эксплуатационной колонны 1, перекрывающего существующий интервал перфорации 3, находящийся в необводненной части 7 продуктивного пласта.

Ниже цементного кольца 9 в обводнившейся части 5 продуктивного пласта удаляют песчаную пробку 6 на необходимую по технологии глубину, над кровлей 10 продуктивного пласта устанавливают изоляционный пакер 11 ПССГ 168×21, спускаемый на колонне технологических труб 12 диаметром 168 мм и герметично перекрывающего затрубное пространство скважины.

В интервал промытой песчаной пробки 6 обводнившейся части 5 продуктивного пласта через существующие нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 3 под водоизоляцию закачивают под давлением водоизоляционную композицию 14 портланд цемент ПТЦ-1-50 60 мас.% + микрокремнезем конденсированный Мк-85 40 мас.% + водный раствор хлорида кальция CaCl2 150 мас.% плотностью 1065 кг/м3 + суперпластификатор СП-1 2 мас.% + натросол 250 EXR 0,8 мас.%.

Интервал обводнившейся части 5 продуктивного пласта, в который была закачена водоизолирующая композиция 14, перекрывают докрепляющим цементным мостом 15 из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности портланд цемент ПТЦ-1-50 60% + вода 40%, плотностью 1750 кг/м3.

После продавливания цементного раствора изоляционный пакер 11 распакеровывается, скважина промывается созданием циркуляции, а колонна технологических труб 12 приподнимается.

После ОЗЦ и испытания докрепляющего цементного моста 15 на прочность и герметичность колонну технологических труб 12 вместе с распакерованным пакером 11 извлекают из скважины. Проводят повторную перфорацию перфоратором ПКС-80 существующего интервала перфорации 3, находящегося в необводненной части 7 продуктивного пласта и перекрытого цементным кольцом 9, с образованием новых перфорационных отверстий 16 под эксплуатацию в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта, определенного по результатам геофизических исследований.

Проводят кислотную обработку вновь вскрытого интервала перфорации 16 под эксплуатацию для разрушения цементного кольца 9, например, установкой кислотной и щелочной ванн и последующей соляно-кислотной обработкой на глубину, не превышающую 5 м по радиусу.

Далее в скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации 16 под эксплуатацию спускают новую лифтовую колонну 17 и осуществляют вызов притока из пласта через новые перфорационные отверстия 16 под эксплуатацию, выполненные в высокопроницаемой наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта.

После получения устойчивого притока газа из пласта в скважину закачивают и продавливают в ПЗП смесь метанола с неионогенным поверхностно-активным веществом - образователь пены ОП-10 в объеме 5 м3.

Пример 2

Из скважины извлекают лифтовую колонну 2 диаметром 114 мм. После извлечения лифтовой колонны 2 в интервал обводнившейся части 5 продуктивного пласта намывают песчаную пробку 6 для создания упора под изоляционный цементный мост, устанавливаемый позднее. Выше намытой песчаной пробки 6 в интервале необводнившейся части 7 продуктивного пласта устанавливают изоляционный цементный мост 8 из гидрофобизирующего цементного состава ПТЦ 1-50 60 мас.% + жидкое стекло 40 мас.% + водный раствор хлорида кальция.

После ОЗЦ и испытания на прочность и герметичность осуществляют разбуривание изоляционного цементного моста 8 с оставлением цементного кольца 9 на стенках эксплуатационной колонны 1, перекрывающего существующий интервал перфорации 3, находящийся в необводненной части 7 продуктивного пласта.

Ниже цементного кольца 9 в обводнившейся части 5 продуктивного пласта удаляют песчаную пробку 6 на необходимую по технологии глубину, над кровлей 10 продуктивного пласта устанавливают изоляционный пакер 11 2ПД-ЯГ - 114×35, спускаемый на колонне технологических труб 12 диаметром 114 мм и герметично перекрывающего затрубное пространство скважины.

В интервал промытой песчаной пробки 6 обводнившейся части 5 продуктивного пласта через вновь созданные технологические отверстия 13 под водоизоляцию закачивают под давлением водоизоляционную композицию 14 портланд цемент ПТЦ-1-50 65 мас.% + микрокремнезем конденсированный Мк-85 35 мас.% + водный раствор хлорида кальция CaCl2 150 мас.% плотностью 1065 кг/м3 + суперпластификатор СП-1 2 мас.% + полипропиленовые волокна Ф-1 0,04 мас.% + натросол 250 EXR 0,8 мас.%.

Интервал обводнившейся части 5 продуктивного пласта, в который была закачена водоизолирующая композиция 14, перекрывают докрепляющим цементным мостом 15 из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности портланд цемент ПТЦ-1-50 60% + вода 40%, плотностью 1800 кг/м3.

После продавливания цементного раствора изоляционный пакер 11 распакеровывается, скважина промывается созданием циркуляции, а колонна технологических труб 12 приподнимается.

После ОЗЦ и испытания докрепляющего цементного моста 15 на прочность и герметичность колонну технологических труб 12 вместе с распакерованным пакером 11 извлекают из скважины. Проводят повторную перфорацию перфоратором Р1-2906 Омега существующего интервала перфорации 3, находящегося в необводненной части 7 продуктивного пласта и перекрытого цементным кольцом 9, с образованием новых перфорационных отверстий 16 под эксплуатацию в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта, определенного по результатам геофизических исследований.

Проводят кислотную обработку вновь вскрытого интервала перфорации 16 под эксплуатацию для разрушения цементного кольца 9, например, установкой кислотной и щелочной ванн и последующей соляно-кислотной обработкой на глубину, не превышающую 5 м по радиусу.

Далее в скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации 16 под эксплуатацию спускают новую лифтовую колонну 17 и осуществляют вызов притока из пласта через новые перфорационные отверстия 16 под эксплуатацию, выполненные в высокопроницаемой наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта.

После получения устойчивого притока газа из пласта в скважину закачивают и продавливают в ПЗП смесь метанола с неионогенным поверхностно-активным веществом - диссолван в объеме 5 м3.

Пример 3

Из скважины извлекают лифтовую колонну 2 диаметром 73 мм. После извлечения лифтовой колонны 2 в интервал обводнившейся части 5 продуктивного пласта намывают песчаную пробку 6 для создания упора под изоляционный цементный мост, устанавливаемый позднее. Выше намытой песчаной пробки 6 в интервале необводнившейся части 7 продуктивного пласта устанавливают изоляционный цементный мост 8 из гидрофобизирующего цементного состава ПТЦ 1-50 60 мас.% + ГКЖ-11 40 мас.%.

После ОЗЦ и испытания на прочность и герметичность осуществляют разбуривание изоляционного цементного моста 8 с оставлением цементного кольца 9 на стенках эксплуатационной колонны 1, перекрывающего существующий интервал перфорации 3, находящийся в необводненной части 7 продуктивного пласта.

Ниже цементного кольца 9 в обводнившейся части 5 продуктивного пласта удаляют песчаную пробку 6 на необходимую по технологии глубину, над кровлей 10 продуктивного пласта устанавливают изоляционный пакер 11 ПРО-ЯМО-89×35, спускаемый на колонне технологических труб 12 диаметром 89 мм и герметично перекрывающего затрубное пространство скважины.

В интервал промытой песчаной пробки 6 обводнившейся части 5 продуктивного пласта через вновь существующие нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 3 под водоизоляцию закачивают под давлением водоизоляционную композицию 14 портланд цемент ПТЦ-1-50 98 мас.% + микрокремнезем конденсированный Мк-85 2 мас.% + вода 55 мас.% + пластификатор Окзил 2 мас.% + полипропиленовые волокна Ф-1 0,04 мас.% + натросол 250 EXR 0,8 мас.%.

Интервал обводнившейся части 5 продуктивного пласта, в который была закачена водоизолирующая композиция 14, перекрывают докрепляющим цементным мостом 15 из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности портланд цемент ПТЦ-1-50 60% + вода 40%, плотностью 1950 кг/м3.

После продавливания цементного раствора изоляционный пакер 11 распакеровывается, скважина промывается созданием циркуляции, а колонна технологических труб 12 приподнимается.

После ОЗЦ и испытания докрепляющего цементного моста 15 на прочность и герметичность колонну технологических труб 12 вместе с распакерованным пакером 11 извлекают из скважины. Проводят повторную перфорацию перфоратором ЗПКТ-73 существующего интервала перфорации 3, находящегося в необводненной части 7 продуктивного пласта и перекрытого цементным кольцом 9, с образованием новых перфорационных отверстий 16 под эксплуатацию в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта, определенного по результатам геофизических исследований.

Проводят кислотную обработку вновь вскрытого интервала перфорации 16 под эксплуатацию для разрушения цементного кольца 9, например, установкой кислотной и щелочной ванн и последующей соляно-кислотной обработкой на глубину, не превышающую 5 м по радиусу.

Далее в скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации 16 под эксплуатацию спускают новую лифтовую колонну 17 и осуществляют вызов притока из пласта через новые перфорационные отверстия 16 под эксплуатацию, выполненные в высокопроницаемой наиболее эффективной газонасыщенной части разреза продуктивного пласта.

После получения устойчивого притока газа из пласта в скважину закачивают и продавливают в ПЗП смесь метанола с неионогенным поверхностно-активным веществом - натрий-карбоксиметилцеллюлоза NaКМЦ в объеме 6 м3.

Предлагаемый способ изоляции притока пластовых вод в скважинах позволяет проводить ремонтно-изоляционные работы обводненной части пласта без загрязнения высокопроницаемой необводненной газонасыщенной части продуктивного пласта, а отсечение этой части пласта цементным кольцом из гидрофобизирующего состава позволяет надежно изолировать высокопроницаемую необводненную газонасыщенную часть продуктивного пласта и в то же время не кольматировать ее фильтратами цементного раствора, так как гидрофобизирующие составы практически полностью связывают воду и не отдают ее в пласт.

Применение пластифицированного с повышенной растекаемостью и проникающей способностью цементного раствора или геля обеспечивают создание водоизоляционного экрана, позволяющего надежно изолировать приток пластовых вод к забою скважины, а установка докрепляющего цементного моста позволяет предотвратить прорыв пластовых вод и разрушения созданного изоляционного экрана при освоении скважины и дальнейшей ее эксплуатации.

Помимо этого, предлагаемый способ обеспечивает селективность изоляции притока пластовых вод, уменьшает степень загрязнения призабойной зоны пласта, увеличивает межремонтный период работы скважины в 1,5-2,0 раза за счет увеличения качества изоляции.

Способ изоляции притока пластовых вод в скважине, при котором после извлечения лифтовой колонны из скважины в интервал обводнившейся части продуктивного пласта намывают песчаную пробку, выше нее в интервале необводнившейся части продуктивного пласта устанавливают изоляционный цементный мост из гидрофобизирующего цементного состава, после завершения периода ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) осуществляют его разбуривание с оставлением цементного кольца на стенках эксплуатационной колонны, ниже цементного кольца в обводнившейся части продуктивного пласта удаляют песчаную пробку, над кровлей продуктивного пласта устанавливают изоляционный пакер, спускаемый на колонне технологических труб, в интервал промытой песчаной пробки через существующие перфорационные отверстия обводненной части продуктивного пласта или через вновь созданные технологические отверстия под водоизоляцию закачивают под давлением водоизоляционную композицию, докрепляют водоизоляционную композицию устанавливаемым в стволе скважины докрепляющим цементным мостом из цементного раствора на основе цемента нормальной плотности, после установки докрепляющего цементного моста изоляционный пакер распакеровывают, а колонну технологических труб приподнимают, после ОЗЦ и испытания докрепляющего цементного моста на прочность и герметичность колонну труб с пакером извлекают из скважины, проводят повторную перфорацию необводнившейся части продуктивного пласта, перекрытого цементным кольцом, в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза, проводят кислотную обработку вновь вскрытого интервала перфорации для разрушения цементного кольца, спускают в скважину новую лифтовую колонну и осваивают скважину, после получения устойчивого притока газа из пласта в скважину закачивают и продавливают в призабойную зону пласта смесь метанола с неионогенным поверхностно-активным веществом для удаления водной составляющей фильтрата гидрофобизирующего цементного состава, отрабатывают скважину на факел до выхода ее на рабочий режим и вводят в эксплуатацию.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к строительству, эксплуатации и ремонту пологих и горизонтальных скважин, оборудованных хвостовиком-фильтром, с изоляцией притока пластовых вод.

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности, в частности к способам разработки обводненных нефтяных или газоконденсатных залежей. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подтянувшимся к забою и перекрывшим нижние отверстия интервала перфорации конусом пластовых вод.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных подошвенными пластовыми водами с подъемом газоводяного контакта (ГВК) выше нижних отверстий интервала перфорации.

Изобретение относится к регулированию разработки нефтяных месторождений и может найти применение при повышении нефтеотдачи в пластах с высокой температурой или разрабатываемых тепловыми методами.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти в порово-трещиноватых коллекторах, снижающим обводненность продукции скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненной простаивающей газовой скважины со смятой эксплуатационной колонной в продуктивном интервале в условиях аномально низкого пластового давления и незначительной газоносной толщины оставшейся части продуктивного пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования проницаемости пласта, ограничения прорыва воды и (или) газа в нефтяные скважины и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых сложены из водо- и нефтенасыщенных зон, разделенных непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между нефте- и водонасыщенной зонами пласта. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет исключения заколонного перетока в скважине между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта. Сущность изобретения: способ включает разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт с водонасыщенной и нефтенасыщенной зонами, разделенными непроницаемым естественным пропластком, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезку части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание в скважине изолирующего состава с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта после ожидания затвердевания изолирующего состава, перфорацию напротив нефтенасыщеннной зоны пласта, освоение скважины. При размещении водонасыщеной зоны ниже нефтенасыщеной зоны пласта при толщине непроницаемого естественного пропластка от 0,5 до 4 м в интервале подошвы непроницаемого естественного пропластка устанавливают глухой пакер, вырезают часть обсадной колонны от глухого пакера до кровли нефтенасыщенной зоны пласта, расширяют ствол скважины в интервале вырезанной части, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом. В качестве этого состава применяют микроцемент с получением изолирующего моста. После ожидания затвердевания микроцемента производят разбуривание изолирующего моста и глухого пакера с оставлением экрана напротив непроницаемого естественного пропластка и нефтенасыщенной зоны пласта с диаметром, равным внутреннему диаметру обсадной колонны, отсекают водонасыщенную зону пласта посадкой в обсадной колонне ниже вырезанной части стационарного пакера с перфорированным хвостовиком с упором на забой снизу и узлом герметизации сверху. После этого производят крепление вырезанного участка обсадной колонны в скважине путем спуска дополнительной колонны с установкой ее напротив вырезанного участка обсадной колонны и герметичной фиксацией верхнего и нижнего концов дополнительной колонны в обсадной колонне выше и ниже вырезанного участка в скважине. При введении в разработку нефтенасыщенной зоны пласта производят сверлящую перфорацию дополнительной колонны напротив нефтенасыщенной зоны пласта. В процессе разработки обводненнного нефтяного месторождения производят периодическую эксплуатацию нефтенасыщенной и водонасыщенной зон пласта. 6 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водо- и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет исключения заколонного перетока в скважине между водо- и нефтенасыщенной зонами пласта и возможности одновременно раздельной их разработки. Сущность изобретения: способ включает разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт с водонасыщенной и нефтенасыщенной зонами, разделенных непроницаемым естественным пропластком, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезку части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание в скважине изолирующего состава с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта после ожидания затвердевания изолирующего состава, перфорацию напротив нефтенасыщенной зоны пласта, освоение скважины. При расположении непроницаемого естественного пропластка ниже нефтенасыщенной зоны пласта и при толщине непроницаемого естественного пропластка более 8 м в интервале подошвы непроницаемого естественного пропластка устанавливают глухой пакер и производят временную кольматацию нефтенасыщенной зоны пласта. Вырезают часть обсадной колонны высотой 1,0 м выше подошвы непроницаемого естественного пропластка на 1,0-1,5 м, а в интервале обсадной колонны на 1,0-1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка выполняют отверстия по периметру обсадной колонны. Спускают колонну заливочных труб в скважину с проходным разбуриваемым пакером, производят посадку пакера в обсадной колонне напротив непроницаемого естественного пропластка в интервале между вырезанной частью и отверстиями в обсадной колонне, вызывают циркуляцию пресной воды на устье скважины по колонне заливочных труб под пакер по заколонному и межтрубному пространствам на устье скважины закачкой пресной воды. При отсутствии циркуляции пресной воды производят импульсную обработку глинокислотной композицией непроницаемого естественного пропластка. При появлении циркуляции закачку пресной воды прекращают, затем по колонне заливочных труб закачивают и продавливают в заколонное пространство в интервал непроницаемого естественного пропластка изолирующий состав с образованием изолирующего моста во внутреннем пространстве обсадной колонны до подошвы нефтенасыщенной зоны пласта. После этого приподнимают колонну заливочных труб выше подошвы нефтенасыщенной зоны пласта и вымывают излишки синтетической смолы из межтрубного пространства обсадной колонны. После ожидания затвердевания синтетической смолы разбуривают проходной и глухой пакеры, изолирующий мост, устраняют временную кольматацию пласта и запускают скважину в эксплуатацию. 2 пр., 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам изоляции заколонных перетоков в скважинах между нефте- и водонасыщенной зонами пласта. Спускают в скважину обсадную колонну с последующей перфорацией пласта. Исследуют интервалы нефтеводонасыщенности и интервалы их залегания, а также размеры непроницаемого пропластка. Вырезают часть обсадной колонны, расширяют ствол скважины в этом интервале и закачкой жидкости по колонне труб под пакер определяют удельную приемистость пласта. Определяют наличие циркуляции жидкости закачкой жидкости по заколонному пространству. При наличии циркуляции под давлением производят закачку изолирующего состава с выводом его по заколонному пространству и образованием изолирующего моста внутри обсадной колонны на 20-30 м выше интервала перфорации. При отсутствии циркуляции выводят изолирующий состав по заколонному пространству до интервала перфорации нефтенасыщенной зоны пласта, заливают расширенный интервал ствола скважины изолирующим составом. После ожидания затвердевания изолирующего состава, разбуривают изолирующий состав с оставлением экрана напротив нефтенасыщенной зоны пласта. Производят исследование качества изоляции. Производят повторную перфорацию пласта и вводят его в разработку. Позволит снизить трудоемкость, сократить продолжительность работ и повысить качество изоляции. 7 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водонасыщенные и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между упомянутыми зонами пласта. Обеспечивает повышение эффективности разработки за счет исключения заколонных перетоков, снижение трудоемкости и продолжительности осуществления способа. Сущность изобретения: способ включает разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной зоны, разделенной непроницаемым естественным пропластком с нефтенасыщенной зоной, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезание части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание изолирующего состава после отверждения изолирующего состава. При размещении водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и толщине непроницаемого естественного пропластка менее 3 м вырезают часть обсадной колонны от подошвы непроницаемого естественного пропластка до кровли нефтенасыщенной зоны пласта и расширяют ствол скважины в этом интервале. Далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из фрезы с зубьями и отверстиями, хвостовика и стыковочного узла. При этом хвостовик выполняют в виде труб диаметром, меньшим диаметра обсадной колонны. На нижнем конце хвостовика устанавливают обратный клапан. Длину хвостовика выбирают равной расстоянию от забоя до кровли нефтенасыщенной зоны пласта плюс два метра. Собранную компоновку посредством левого переводника соединяют с заливочной колонной труб и спускают в обсадную колонну скважины до упора зубьев фрезы в забой. Зубья фрезы направляют в сторону, противоположную направлению вращения заливочной колонны труб при отсоединении заливочной колонны труб от хвостовика. Производят вращение заливочной колонны труб с устья скважины по часовой стрелке на 8-10 оборотов и производят отсоединение заливочной колонны труб от хвостовика. Приподнимают заливочную колонну труб на 1,5 м, закачивают изолирующий состав в заливочную колонну труб и продавливают его продавочной жидкостью в межтрубное пространство, доводят его до головы хвостовика, извлекают заливочную колонну труб с левым переводником и стыковочным узлом из скважины и оставляют изолирующий состав на отверждение. В качестве изолирующего состава применяют микроцемент. После отверждения микроцемента производят разбуривание обратного клапана из внутреннего пространства хвостовика и удаление излишков микроцемента из хвостовика. Затем скважину вводят в разработку как добывающую для отбора продукции из нефтенасыщенной зоны пласта или как нагнетательную для закачки жидкости в водонасыщенную зону пласта. 6 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водонасыщенные и нефтенасыщенные зоны, разделенные непроницаемыми естественными пропластками, и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважинах между упомянутыми зонами пласта. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет исключения заколонных перетоков, снижение трудоемкости и продолжительности осуществления способа. Сущность изобретения: способ включает разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной зоны, разделенной непроницаемым естественным пропластком с нефтенасыщенной зоной, спуск обсадной колонны с последующей перфорацией пласта, исследование его нефтеводонасыщенности и интервалов их залегания, размеров непроницаемого естественного пропластка, создание экрана из изолирующего состава, отделяющего водонасыщенную зону пласта от нефтенасыщенной зоны, вырезание части обсадной колонны, расширение ствола скважины в этом интервале, заливку расширенного интервала ствола скважины изолирующим составом, разбуривание изолирующего состава после отверждения изолирующего состава. При размещении водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и толщине непроницаемого естественного пропластка более 3 м вырезают часть обсадной колонны от интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка и до интервала на 1,5 м выше подошвы водонасыщенной зоны пласта. Расширяют ствол скважины в этом интервале. На устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из хвостовика и гидравлического разъединителя. Хвостовик выполняют в виде труб с наружным диаметром меньше внутреннего диаметра обсадной колонны. На нижнем конце хвостовика устанавливают обратный клапан с возможностью открытия или закрытия под действием избыточного давления, а ниже - фильтр. Длину хвостовика выбирают размером не меньше расстояния от забоя до интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка. Собранную компоновку на колонне заливочных труб спускают в скважину до упора нижнего конца хвостовика в забой. Приводят в действие гидравлический разъединитель, после чего приподнимают колонну заливочных труб на 1 м и опускают, затем закачивают изолирующий состав по колонне труб и хвостовику и продавливают изолирующий состав закачкой продавочной жидкости в колонну труб через открывшийся под действием избыточного давления обратный клапан и фильтр хвостовика в межтрубное пространство и доводят его до головы хвостовика. Извлекают колонну заливочных труб с гидравлическим разъединителем из скважины и оставляют изолирующий состав на отверждение. В качестве изолирующего состава применяют микроцемент. После отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и обратного клапана и удаление продуктов разбуривания из хвостовика промывкой. 6 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при работах по уменьшению обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Обеспечивает повышение эффективности водоизоляционных работ. Сущность изобретения: по способу останавливают добывающую скважину, открывают затрубную и линейную задвижки, закачивают по затрубному пространству высокоминерализованную воду в объеме затрубного пространства. Закрывают затрубную задвижку, стравливают избыточное давление, проводят закачку в пласт расчетного объема высокоминерализованной воды в постоянном режиме при давлении 7,5-10,0 МПа. Останавливают закачку, закрывают скважину и выдерживают под давлением до выравнивания давления и равномерного распределения высокоминерализованной воды в обводненной зоне пласта. Пускают скважину в работу, выводят скважину на постоянный режим работы в течение времени до 5 суток. Эксплуатируют скважину со значениями депрессии на пласт от 0,5 до 1,5 МПа. Объем закачиваемой в пласт высокоминерализованной воды определяют по аналитическому выражению. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти, подстилаемых водой. Способ эксплуатации скважины, расположенной в зоне водонефтяного контакта, содержит этапы, на которых: перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта; организовывают одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью; при этом регулируют скорость отбора продукции из скважины и выбирают оборудование для отбора с учетом определенного соотношения и периодически измеряемых физико-химических и фильтрационно-емкостных параметров. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные стволы добывающих скважин, и обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ включает закачку и продавку раствора полимера и остановку скважины на период структурообразования полимера. Согласно изобретению предварительно проводят геофизические исследования для уточнения интервала водопритока. Проводят вычислительные эксперименты, основанные на математической модели процесса изоляции и ограничения водопритока, оценивая для разных по вязкости растворов полимеров и объемов раствора полимера устойчивость полимерных экранов в нефте- и водонасыщенной зонах продуктивного пласта на предельной депрессии и депрессии при эксплуатации, факторы остаточного сопротивления закачиваемых растворов полимеров по воде и нефти с учетом типа продуктивного пласта, а также обводненность добываемой нефти и ее дебит после изоляции и ограничения водопритоков. При этом вязкость растворов полимеров оценивают во времени при температуре продуктивного пласта. Затем выбирают полимер с необходимой вязкостью и объемом закачки, обеспечивающий устойчивость экрана из него в водонасыщенной зоне и неустойчивость экрана в нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта. Закачивают выбранный раствор полимера в рассчитанном объеме. 1 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к системам регулирования сопротивления потоку для использования в подземной скважине. Технический результат заключается в эффективном регулировании потока флюидов. По первому варианту система регулирования сопротивления потоку включает циклонное устройство, через которое протекает многокомпонентный флюид, имеющее вход, связанный с циклонной камерой по меньшей мере двумя каналами. Сопротивление потоку многокомпонентного флюида, протекающему через циклонное устройство, зависит от интенсивности вращения многокомпонентного флюида на входе циклонного устройства. По второму варианту система регулирования сопротивления потоку включает первое циклонное устройство, имеющее выход; и второе циклонное устройство, принимающее многокомпонентный флюид с выхода первого циклонного устройства через вход, связанный с циклонной камерой по меньшей мере двумя каналами, причем сопротивление потоку многокомпонентного флюида через второе циклонное устройство зависит от интенсивности вращения многокомпонентного флюида на выходе первого циклонного устройства. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к регулированию сопротивления потоку в подземной скважине. Техническим результатом является повышение эффективности регулирования сопротивления потоку флюида в скважине. Устройство регулирования потока в одном варианте имеет поверхность, образующую камеру и включающую боковую и противоположные торцевые поверхности, при этом наибольшее расстояние между противоположными торцевыми поверхностями меньше наибольшей протяженности противоположных торцевых поверхностей, первое отверстие в одной из торцевых поверхностей и второе отверстие в указанной поверхности, обособленное от первого отверстия, причем боковая поверхность предназначена для преобразования потока от второго отверстия в круговой поток, циркулирующий вокруг первого отверстия. 3 н. и 24 з.п. ф-лы, 11 ил.
Наверх