Способ ликвидации водопритока в скважину


 


Владельцы патента RU 2536904:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации водопритока в скважину или заколонного перетока. Способ включает вырезание интервала эксплуатационной колонны, образование каверны и заполнение каверны. Для заполнения каверны используют систему водонабухающих пакеров, состоящую из не менее 4 водонабухающих элементов, по крайней мере 2 из которых располагают напротив вырезанного интервала с возможностью при набухании заполнять каверну, проводят технологическую выдержку для набухания пакеров. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации водопритока в скважину или заколонного перетока.

Известен способ изоляции пластовых вод в скважине, включающий спуск и цементирование обсадной колонны, формирование каверны в заданном интервале и последующее ее заполнение цементным раствором, отличающийся тем, что формирование каверны в заданном интервале ведут путем вырезания обсадной колонны с помощью универсального вырезающего устройства соответствующего типоразмера с последующим извлечением его из скважины, определяют наличие непроницаемой перемычки и при расстоянии между обводившимся и продуктивным пластами перемычки более 10 м либо менее 2-3 м обсадную колонну вырезают на 5-6 м не доходя до нижнего продуктивного пласта, а при толщине перемычки менее 2-3 м обсадную колонну вырезают непосредственно до подошвы продуктивного пласта, после чего в скважину до забоя спускают колонну технологических насосно-компрессорных труб, проводят промывку забоя, затем проводят заливку цементного раствора в каверну в интервале от забоя и до подошвы продуктивного пласта, извлекают из скважины насосно-компрессорные трубы и после затвердевания цементного раствора проводят проработку обсадной колонны от цементной корки с помощью спуска винтового забойного двигателя с долотом, а после проработки его извлекают из обсадной колонны (опубликованная заявка на изобретение РФ №2010141334, опубл. 20.04.2012).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ ликвидации водопритока по зацементированному заколонному пространству при эксплуатации нефтяных и газовых скважин, включающий изоляцию каналов перетоков путем вырезания обсадной колонны в интервале ниже и выше кровли водоносного пласта, создание каверны в указанном интервале и заполнение каверны тампонажным раствором при давлении, равном давлению гидростатического столба тампонажного раствора, который после затвердевания создает непроницаемый изоляционный мост, причем обсадную колонну вырезают на 2-3 м ниже и на 5-7 м выше кровли, а каверну создают путем проработки и расширения ствола скважины в вышеуказанном интервале (патент РФ №2196878, опубл. 20.01.2003 - прототип).

Недостатком известных способов является недостаточная надежность ликвидации водопритоков и заколонных перетоков в скважине.

В предложенном изобретении решается задача повышения надежности ликвидации водопритоков и заколонных перетоков в скважине.

Задача решается тем, что в способе ликвидации водопритоков в скважину, включающем вырезание интервала эксплуатационной колонны, образование каверны и заполнение каверны, согласно изобретению, для заполнения каверны используют водонабухающий пакер, состоящий из четырех водонабухающих элементов, причем два средних водонабухающих элемента заполняют центральное пространство каверны, а два крайних водонабухающих элемента частично входят в каверну и частично в пространство между ограничивающими шайбами и эксплуатационной колонной, проводят технологическую выдержку для набухания водонабухающих элементов.

Сущность изобретения

При ликвидации водопритоков в скважину известными технологиями успешность работ нередко приближается к 50% вследствие размывания тампонажного материала при его закачке и выдержке в зоне каверны, усадки тампонажного материала при выдержке и отслоении от породы, нарушении тампонажного моста при разбуривании и т.п. В предложенном изобретении решается задача повышения надежности ликвидации водопритоков и заколонных перетоков в скважине. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 представлена схема процесса.

На фиг.1 приняты следующие обозначения: 1 - эксплуатационная колонна, 2 цементный камень, 3 - порода, 4 - каверна, 5 - колонна труб, 6 - заглушка, 7 - два средних водонабухающих элемента, 8 - два крайних водонабухающих элемента, 9 - ограничивающие шайбы, 10 - пространство между ограничивающими шайбами и эксплуатационной колонной.

При ликвидации водопритоков в скважине в интервале водопритока производят вырезание интервала эксплуатационной колонны 1, расширение вырезанного интервала с удалением заколонного цементного камня 2 и частично породы 3 за цементным камнем с образованием каверны 4. Скважину промывают. В скважину спускают колонну труб 5 с заглушенным концом 6, на которой установлен водонабухающий пакер, состоящий из двух средних водонабухающих элементов 7 и двух крайних водонабухающих элементов 8. С обоих концов пакер подпирают ограничивающие шайбы 9. Пакер устанавливают напротив вырезанного интервала так, чтобы два средние водонабухающие элемента 7 были расположены напротив вырезанного интервала с возможностью при набухании заполнять каверну 4, а два крайних водонабухающих элемента 8 частично входили в каверну 4 и частично в пространство между ограничивающими шайбами и эксплуатационной колонной 10. Проводят технологическую выдержку для набухания пакеров.

Набухающие элементы заполняют каверну 4 и пространство между ограничивающими шайбами и эксплуатационной колонной 10 и перекрывают путь заколонного поступления воды из нижележащего водоносного пласта в верхний продуктивный нефтенасыщенный пласт. Поскольку набухающие пакеры с течением времени все больше набухают, то при этом они все в большей степени оказывают противодействие перетоку воды в скважину. За счет этого надежность ликвидации водопритоков увеличивается.

После разбухания эластомеров производят отделение низа компоновки, то есть в скважине остаются (перечисление снизу) заглушка 6, колонна труб 5 с ограничивающими шайбами 9, между шайбами 9 размешены набухающие элементы 7 и 8. Роль заглушки 6 - изоляция нижерасположенного водоносного интервала.

Пример конкретного выполнения

В нефтедобывающей скважине проводят работы по ликвидации водопритоков из нижележащего водоносного пласта в верхний нефтенасыщенный пласт. В интервале на глубинах от 1496 до 1501 м производят вырезание интервала эксплуатационной колонны и образование каверны. В интервал спускают компоновку, состоящую из колонны насосно-компрессорных труб, заглушенную снизу, ограничивающих шайб и водонабухающего пакера между ограничивающими шайбами, состоящего из 4 набухающих элементов. Водонабухающий пакер устанавливают на глубинах от 1495,21 до 1500,54 м. Проводят технологическую выдержку для набухания элементов пакера. 2 средних набухающих элемента заполняют центральное пространство каверны, а 2 крайних набухающих элемента частично входят в каверну и частично в пространство между ограничивающими шайбами и эксплуатационной колонной. В результате удается надежно и полностью перекрыть водоприток в скважину.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения надежности ликвидации водопритоков и заколонных перетоков в скважине.

Способ ликвидации водопритоков в скважину, включающий вырезание интервала эксплуатационной колонны, образование каверны и заполнение каверны, отличающийся тем, что для заполнения каверны используют водонабухающий пакер, состоящий из четырех водонабухающих элементов, причем два средних водонабухающих элемента заполняют центральное пространство каверны, а два крайних водонабухающих элемента частично входят в каверну и частично в пространство между ограничивающими шайбами и эксплуатационной колонной, проводят технологическую выдержку для набухания водонабухающих элементов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам изоляции пластовых вод, и может быть использовано при ремонте скважин. Способ изоляции пластовых вод в скважине включает спуск и цементирование каверны обсадной колонны, формирование каверны в заданном интервале и последующее ее заполнение цементным раствором.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважинного нефтепромыслового оборудования, содержащего в своем составе набухающие пакеры.

Изобретение относится к производству резинотехнических изделий, а именно к изготовлению рукавов уплотнительных, которые за счет изменения своих геометрических размеров под давлением во внутренней полости используются для герметизации/перекрытия/пакеровке скважин в буровых работах, а также для использования в качестве съемной опалубки при некоторых видах бетонных работ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны. Способ герметизации эксплуатационной колонны включает спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте двух пакеров, соединенных между собой трубой, в качестве которого используется колонна насосно-компрессорных труб, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента.

Изобретение относится к процессам наземного сбора и транспортировки газа на газовых промыслах, к технологии контроля и, более конкретно, к системе сбора и транспортировки, адаптированной, в частности, к нетрадиционным газовым промыслам и к промыслам с низким давлением и низкой производительностью.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для установки подземного скважинного оборудования в нагнетательных, нефтяных, газовых или газоконденсатных скважинах.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, а также к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации газовых и газоконденсатных скважин в процессе их строительства или эксплуатации.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, способствующим блокированию и ограничению водопритока в добывающие скважины как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к консервации многозабойных низкодебитных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к консервации промысловых нефтепроводов на месторождениях, в продукции которых содержится сероводород. В трубопровод закачивают товарную нефть, предварительно обработанную нейтрализатором сероводорода до полной нейтрализации последнего. Замену транспортируемой продукции в трубопроводе проводят проталкиванием консервационной жидкостью двух эластичных разделителей, между которыми размещен концентрированный раствор нейтрализатора. Заменяемую жидкость вытесняют в накопительную емкость под уровень раствора нейтрализатора сероводорода, например нейтрализатора Дарсан-Н. Способ обладает экологической чистотой, обеспечивает безопасность персонала при консервации и расконсервации трубопровода, не затрудняет утилизацию продуктов нейтрализации. 2 ил.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при эксплуатации промысловых скважин. Способ включает изолирование отдельных участков скважины и контроль притока из них. Предварительно определяют место нахождения проблемного участка и опускают в скважину, по меньшей мере, перекрывая зону проблемного участка, внутрь существующего первого заканчивания устройство. В состав устройства входят изолирующие элементы, размещаемые выше и/или ниже зоны проблемного участка, элементы второго заканчивания и подвеска. Изолирующие элементы и подвеска содержат средства уплотнения, изолирующие по внутренней поверхности скважинной колонны. Изобретение обеспечивает повышение эффективности ликвидации проблемных участков при одновременном уменьшении временных затрат. 12 з.п. ф-лы, 1 ил.

Способ герметизации противофильтрационного экрана под водоемом после отработки карьера предназначен для ликвидации притока подземных вод в горные выработки при доработке месторождений подземным способом, к примеру, для условий криолитозоны Западной Якутии. Технической задачей является повышение прочности и усиление противофильтрационных свойств экрана при заполнении (консервации) карьера для безопасного проведения подземных горных работ. Для этого в нижнюю часть уже созданного противофильтрационного экрана, содержащего долеритовые породы, закачивают цементный раствор на основе сульфатостойкого или глиноземистого цемента с 2% добавкой хлористого кальция под давлением 0,7-0,8 МПа, превышающим гидростатическое, через скважины, пробуренные из подземных выработок. Выдерживают до затвердевания. После затвердевания созданный породоцементный слой противофильтрационного экрана и верхнюю часть рудного целика дополнительно тампонируют локальными инъекциями гелеобразующих составов ГАЛКА® под давлением 0,5-0,6 МПа, меньшим давления разрыва толщи рудного предохранительного целика, оставленного под противофильтрационным экраном. Гелеобразующий состав ГАЛКА® имеет следующее соотношение компонентов, мас. % : соль алюминия 5-15; карбамид 20-35; уротропин 3-10; вода - остальное. 3 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.
Наверх