Способ изоляции заколонной циркуляции из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой
Владельцы патента RU 2584256:
Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) (RU)
Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к ремонтно-изоляционным работам и, в частности, к изоляции заколонной циркуляции (13) из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя (5) в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой (9). При осуществлении способа вырезают участок эксплуатационной колонны выше глубины залегания нефтеносного слоя и ниже глубины залегания водоносного слоя, поднимают компоновку для вырезания, спускают компоновку труб с гидромониторной насадкой и обрабатывают вырезанный участок, блокируют нефтеносный слой отсыпкой интервала перфорации песком, устанавливают разбуриваемый пакер выше вырезанного участка и ниже уровня водоносного слоя, определяют приемистость вырезанного участка колонны и образованного канала, соединяющего водоносный и нефтеносный слой, осуществляют тампонирование вырезанного участка с использованием пакера на основании приемистости, разбуривают пакер, вымывают песок, спускают компоновку труб и осуществляют блокирование нефтеносного слоя закачкой блокирующего состава, спускают компоновку труб с хвостовиком до уровня забоя, цементируют заколонное пространство, после затвердевания цемента осуществляют повторную перфорацию. Повышается надежность изоляции, обеспечивается повышенная экологическая безопасность ремонтных работ, поддерживается дебет на уровне, соответствующем уровню до проведения ремонтных работ. 12 з.п. ф-лы, 8 ил.
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ. К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, а именно, к ремонтно-изоляционным работам и, в частности, к изоляции заколонной циркуляции из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Известен способ ремонта скважины (RU 2354803, МПК E21B 29/10, E21B 33/13, опубл. 10.05.2009), включающий постановку пластыря, спуск дополнительной обсадной колонны и цементирование, отличающийся тем, что проводят определение удельной приемистости нарушений обсадной колонны, пластырем закрывают нарушение с удельной приемистостью более 2 м3/(ч·МПа), для ремонта нарушения с удельной приемистостью менее 2 м3/(ч·МПа) спускают дополнительную обсадную колонну меньшего диаметра, имеющую на конце патрубок с зубьями, наклоненными внутрь на величину более толщины стенки пластыря, по дополнительной обсадной колонне при ее спуске на всю глубину прокачивают цементный раствор с поднятием его по межтрубному пространству до глубины на 10-50 м ниже уровня цементного кольца в затрубном пространстве скважины, или при спуске дополнительной обсадной колонны на промежуточную глубину прокачивают цементный раствор с поднятием его до головы дополнительной обсадной колонны. Недостатком указанного способа ремонта скважин является отсутствие возможности изоляции заколонной циркуляции.
Также известен способ (US 4538684, МПК E21B 29/10, опубл. 03.09.1985) устранения утечек в колонне насосно-компрессионных труб (НКТ) посредством вырезания труб обсадной колонны трубы и эксплуатационной колонны, с последующей установкой обсадной колонны большего диаметра и дополнительным цементированием на месте. Недостатком указанного способа является невозможность проведения ремонтных работ на скважинах большой глубины, т.к. указанный способ разработан для ремонта скважин глубинами до 150-160 метров.
Также известен способ ликвидации поглощений (RU 2155858, МПК E21B 33/13, опубл. 10.09.200) при ремонтно-изоляционных работах в скважине, включающий определение профиля притока вод и закачку изолирующего материала в водоносные части слоя, отличающийся тем, что вырезают часть эксплуатационной колонны от подошвы и выше кровли продуктивного слоя на высоту не менее 5 м, одновременно вырезают цементный камень, затем спускают трубу меньшего диаметра в эксплуатационную колонну и цементируют пространство между колоннами и перфорируют колонну меньшего диаметра в нефтеносной части слоя. Недостатками указанного способа является необходимость закачки изолирующего материала в водоносный слой, что может привести к загрязнению водоносного слоя вредными химическими реагентами, кроме того, требуется вырезать эксплуатационную колонну большой длины, что требует значительных ресурсов как энергетических, так и временных и экономических.
Кроме того, известны способы разработки обводненного нефтяного месторождения (RU 2509885, МПК E21B 43/32, опубл. 20.03.2014; RU 2509884, МПК E21B 43/32, опубл. 20.03.2014), применимые также для изоляции заколонной циркуляции, которые включают в себя 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, причем 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, а 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.
Общим недостатком указанных способов, последний из которых выбран в качестве прототипа к заявляемому изобретению, является возможность их применения только для изоляции заколонной циркуляции из нижерасположенного водоносного слоя в вышерасположенный нефтеносный слой, а кроме того, в способе, выбранном в качестве прототипа, разрушение эксплуатационной колонны в пределах нефтеносного слоя может привести к снижению целостности эксплуатационной колонны при более глубоком залегании нефтеносного слоя, чем водоносного слоя, а также к снижению дебита скважины, т.к. при указанном способе изолирующий состав (на основе цементного раствора) проникает глубже в нефтеносный слой, что может привести к снижению приемистости нефтеносного слоя.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Для преодоления вышеуказанных проблем предложен способ изоляции заколонной циркуляции из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой, включающий в себя этапы, на которых:
определяют профиль заколонной циркуляции;
подтверждают наличие заколонной циркуляции из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой и при подтверждении таковой:
спускают компоновку труб с оборудованием для вырезания участка эксплуатационной колонны;
вырезают участок эксплуатационной колонны на заданном уровне выше глубины залегания перфорированного нефтеносного слоя и ниже глубины залегания неперфорированного водоносного слоя;
поднимают компоновку труб с оборудованием для вырезания участка эксплуатационной колонны;
спускают компоновку труб с гидромониторной насадкой для обработки вырезанного участка эксплуатационной колонны;
обрабатывают вырезанный участок эксплуатационной колонны посредством гидромониторной насадки подачей промывочной жидкости при заданных параметрах обработки;
поднимают компоновку труб с гидромониторной насадкой;
блокируют перфорированный нефтеносный слой отсыпкой интервала перфорации нефтеносного слоя песком;
устанавливают разбуриваемый пакер на заданном уровне выше вырезанного участка эксплуатационной колонны и ниже уровня неперфорированного водоносного слоя;
определяют приемистость вырезанного участка эксплуатационной колонны и образованного канала, соединяющего вышерасположенный неперфорированный водоносный слой с нижерасположенным перфорированным нефтеносным слоем;
осуществляют тампонирование вырезанного участка эксплуатационной колонны с использованием разбуриваемого пакера на основании наличия приемистости вырезанного участка эксплуатационной колонны и образованного канала, соединяющего вышерасположенный неперфорированный водоносный слой с нижерасположенным перфорированным нефтеносным слоем;
спускают компоновку труб с установленным долотом для разбуривания пакера;
разбуривают пакер, вымывают песок и поднимают компоновку труб с установленным долотом;
спускают компоновку труб и осуществляют блокирование нефтеносного слоя закачкой в нефтеносный слой блокирующего состава;
собирают хвостовик из по меньшей мере одной трубы, имеющей меньший диаметр, чем основная обсадная колонна, длиной, составляющей не меньше разности между забоем скважины и кровлей вышерасположенного водяного слоя, для спуска в скважину,
спускают компоновку труб с собранным хвостовиком до уровня забоя;
цементируют заколонное пространство, образованное хвостовиком меньшего диаметра, по всей длине хвостовика;
выдерживают время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ);
после выдерживания интервала времени ОЗЦ осуществляют повторную перфорацию на уровне залегания перфорированного нефтеносного слоя.
В одном из вариантов предложен способ, в котором определение профиля заколонной циркуляции, включает в себя этапы, на которых определяют по меньшей мере глубину залегания неперфорированного водоносного слоя, глубину залегания перфорированного нефтеносного слоя, толщину пропластка между водоносным слоем и нефтеносным слоем, породу, из которой сформирован пропласток.
В одном из вариантов предложен способ, в котором подтверждение наличия заколонной циркуляции из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой включает в себя этап, на котором подтверждают, по меньшей мере, меньшую глубину залегания неперфорированного водоносного слоя, чем перфорированного нефтеносного слоя, и толщину пропластка не менее 3 метров.
В одном из вариантов предложен способ, в котором заданный уровень выше глубины залегания перфорированного нефтеносного слоя и ниже глубины залегания неперфорированного водоносного слоя для вырезания участка эксплуатационной колонны составляет уровень от глубины на по меньшей мере один метр ниже подошвы неперфорированного водоносного слоя до глубины кровли нефтеносного слоя.
В одном из вариантов предложен способ, в котором дополнительно выбирают заданный уровень выше глубины залегания перфорированного нефтеносного слоя и ниже глубины залегания неперфорированного водоносного слоя для вырезания участка эксплуатационной колонны на основании породы, из которой сформирован пропласток.
В одном из вариантов предложен способ, в котором увеличивают расстояние от глубины подошвы неперфорированного водоносного слоя на величину большую чем один метр, при задании уровня выше глубины залегания перфорированного нефтеносного слоя и ниже глубины залегания неперфорированного водоносного слоя для вырезания участка эксплуатационной колонны для более твердой породы, из которой сформирован пропласток.
В одном из вариантов предложен способ, в котором заданные параметры обработки вырезанного участка эксплуатационной колонны включают в себя, по меньшей мере, расход промывочной жидкости в пределах 20·10-3-25·10-3 м3/с, давление в пределах 11,0-12,0 МПа, но не более максимально допустимого значения на эксплуатационную колонну и допуск колонны труб со скоростью не более 0,15 м/мин.
В одном из вариантов предложен способ, в котором обработка вырезанного участка эксплуатационной колонны дополнительно включает в себя этап, на котором расширяют ствол скважины на участке вырезанной эксплуатационной колонны.
В одном из вариантов предложен способ, в котором обработка вырезанного участка эксплуатационной колонны дополнительно включает в себя этап, на котором расширяют ствол скважины на участке вырезанной эксплуатационной колонны на основании породы, из которой сформирован пропласток.
В одном из вариантов предложен способ, в котором расширяют ствол скважины на участке вырезанной эксплуатационной колонны на величину, составляющую в пределах 10-15%, для более твердой породы, и на величину, составляющую в пределах 16-25%, для более мягкой породы, из которой сформирован пропласток.
В одном из вариантов предложен способ, в котором заданный уровень выше вырезанного участка эксплуатационной колонны и ниже уровня неперфорированного водоносного слоя составляет уровень в пределах от полуметра ниже подошвы неперфорированного водоносного слоя до метра ниже подошвы неперфорированного водоносного слоя.
В одном из вариантов предложен способ, в котором блокирующий состав представляет собой одно из раствора на углеводородной основе, обратной эмульсии, загущенной нефти, водонабухающего полимера, водного раствора поверхностно-активных веществ, состава на основе гелеобразующей композиции.
В одном из вариантов предложен способ, в котором интервал времени ОЗЦ составляет 8 часов, что позволяет сократить общую длительность проведения ремонтных работ с обеспечением необходимой надежности изоляции заколонной циркуляции.
Следует понимать, что посредством настоящего способа достигается технический результат, состоящий в повышении надежности изоляции заколонной циркуляции из вышерасположенного неперфорированного водоносного (или обводненного) слоя в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой, при обеспечении повышенной экологической безопасности ремонтных работ ввиду минимизации воздействий на неперфорированный водоносный слой вредными веществами, а кроме того, при поддержании дебета скважины на уровне, соответствующем уровню до проведения ремонтных работ, ввиду пониженного воздействия на перфорированный нефтеносный слой в ходе работ по изоляции заколонной циркуляции.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Далее подробнее будут описаны наиболее предпочтительные варианты осуществления изобретения со ссылкой на чертежи, на которых:
на фиг. 1 иллюстративно представлен этап определения заколонной циркуляции в соответствии с изобретением,
на фиг. 2 иллюстративно представлен этап вырезания участка эксплуатационной колонны в соответствии с изобретением,
на фиг. 3 иллюстративно представлен этап обработки вырезанного участка эксплуатационной колонны в соответствии с изобретением,
на фиг. 4 иллюстративно представлен этап блокировки перфорированного нефтеносного слоя эксплуатационной колонны отсыпкой интервала перфорации нефтеносного слоя песком в соответствии с изобретением,
на фиг. 5 иллюстративно представлен этап определения приемистости вырезанного участка эксплуатационной колонны и образованного канала, соединяющего вышерасположенный неперфорированный водоносный слой с нижерасположенным перфорированным нефтеносным слоем в соответствии с изобретением,
на фиг. 6 иллюстративно представлен этап тампонирования вырезанного участка эксплуатационной колонны в соответствии с изобретением,
на фиг. 7 иллюстративно представлен этап разбуривания пакера перед спуском хвостовика в соответствии с изобретением,
на фиг. 8 иллюстративно представлен этап спуска хвостовика меньшего диаметра в соответствии с изобретением.
Следует понимать, что фигуры начерчены приблизительно в масштабе и служат только для иллюстративных целей, а не определения истинных размеров показанных элементов, параметров и/или режимов осуществления этапов заявленного способа. Также следует понимать, что одинаковые ссылочные позиции на разных фигурах обозначают одинаковые элементы.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Последующее описание относится к области нефтедобычи, а именно к ремонтно-изоляционным работам, и, в частности, к изоляции заколонной циркуляции из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой. Далее изобретение будет подробнее описано в наиболее предпочтительных вариантах осуществления со ссылкой на чертежи, на которых на фиг. 1-8 схематично проиллюстрированы этапы осуществления заявленного способа.
Со ссылкой на фиг. 1 в настоящем изобретении предложен способ изоляции заколонной циркуляции из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой. При освоении скважины 1 в эксплуатационную колонну спускают компоновку 2 труб для проведения работ, например колонную насосно-компрессионных труб (НКТ). Глубина скважины определяется уровнем забоя 3, расположенного в пласте 4. Пласт 4, через который проходит скважина 1, может состоять из нескольких слоев, например водоносного слоя 5, определяемого как слой породы, насыщенный водой, расположенный между кровлей 6 водоносного слоя и подошвой 7 неперфорированного водоносного слоя, далее непроницаемого пропластка 8 и нефтеносного слоя 9, определяемого как слой породы, насыщенный углеводородами, подлежащими добыче, расположенный между кровлей 10 нефтеносного слоя и подошвой 11 нефтеносного слоя. Для освоения скважины осуществляют перфорацию 12 скважины 1 на глубине залегания нефтеносного слоя 9. При этом в ходе эксплуатации скважины могут возникать заколонные циркуляции 13, вызванные перетоками воды из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя 5 по заколонному пространству в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой 9 на интервале перфораций 12.
Проведение ремонтных работ по изоляции заколонной циркуляции 13 из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя 5 в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой 9 требует специального подхода для повышении надежности изоляции заколонной циркуляции 13 из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя 5 в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой 9, с одной стороны, и обеспечения повышенной экологической безопасности ремонтных работ с минимизацией воздействий на неперфорированный водоносный слой 5 вредными веществами, поддержания дебета скважины 1 на уровне, соответствующем уровню до проведения ремонтных работ, с минимизацией воздействия на перфорированный нефтеносный слой 9 в ходе работ по изоляции заколонной циркуляции 13 - с другой стороны.
Для удовлетворения таких требований авторами предложен способ изоляции заколонной циркуляции 13 из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя 5 в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой 9, включающий в себя этапы, на которых:
определяют профиль заколонной циркуляции 13;
подтверждают наличие заколонной циркуляции 13 из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя 5 в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой 9 и при подтверждении таковой:
спускают компоновку 2 труб с оборудованием 14 для вырезания участка эксплуатационной колонны (см. фиг. 2);
вырезают участок эксплуатационной колонны на заданном уровне выше глубины залегания перфорированного нефтеносного слоя 9 и ниже глубины залегания неперфорированного водоносного слоя 5;
поднимают компоновку 2 труб с оборудованием 14 для вырезания участка эксплуатационной колонны;
спускают компоновку 2 труб с гидромониторной насадкой 15 для обработки вырезанного участка эксплуатационной колонны (см. фиг. 3);
обрабатывают вырезанный участок эксплуатационной колонны посредством гидромониторной насадки 15 подачей промывочной жидкости при заданных параметрах обработки;
поднимают компоновку 2 труб с гидромониторной насадкой 15;
блокируют перфорированный нефтеносный слой 9 отсыпкой интервала перфорации нефтеносного слоя песком 16;
устанавливают разбуриваемый пакер 17 на заданном уровне выше вырезанного участка эксплуатационной колонны и ниже уровня неперфорированного водоносного слоя 5 (см. фиг. 5);
определяют приемистость вырезанного участка эксплуатационной колонны и образованного канала 18, соединяющего вышерасположенный неперфорированный водоносный слой 5 с нижерасположенным перфорированным нефтеносным слоем 9;
осуществляют тампонирование вырезанного участка эксплуатационной колонны с использованием разбуриваемого пакера на основании приемистости вырезанного участка эксплуатационной колонны и образованного канала 18, соединяющего вышерасположенный неперфорированный водоносный слой 5 с нижерасположенным перфорированным нефтеносным слоем 9 (см. фиг. 6);
спускают компоновку 2 труб с установленным долотом 19 для разбуривания пакера 17 (см. фиг. 7);
разбуривают пакер 17, вымывают песок 16 и поднимают компоновку 2 труб с установленным долотом 19;
собирают хвостовик 20 из по меньшей мере одной трубы, имеющей меньший диаметр, чем основная обсадная колонна, длиной, составляющей не меньше разности между забоем 3 скважины 1 и кровлей 6 вышерасположенного водяного слоя 5, для спуска в скважину;
спускают компоновку 2 труб с собранным хвостовиком 20 до уровня забоя 3 (см. фиг. 8);
цементируют заколонное пространство 21, образованное хвостовиком 20 меньшего диаметра, по всей длине хвостовика 20;
выдерживают время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ)
после выдерживания интервала времени ОЗЦ осуществляют повторную перфорацию 22 на уровне залегания нефтеносного слоя 9.
Далее со ссылкой в целом на фиг. 1-8 следует иметь в виду, что способ дополнительно может включать в себя этап, на котором определяют затвердевание цемента в заколонном пространстве 21, например, посредством контрольной пробы цементного раствора или другим известным способом. И в случае если не подтверждена требуемая твердость и/или определена недостаточная твердость цементного раствора в заколонном пространстве 21, проводят дополнительное цементирование заколонного пространства 21.
Согласно предпочтительному варианту осуществления способа определение профиля заколонной циркуляции 13 включает в себя этапы, на которых определяют, по меньшей мере ,глубину залегания неперфорированного водоносного слоя 5, глубину залегания перфорированного нефтеносного слоя 9, толщину пропластка 8 между водоносным слоем 5 и нефтеносным слоем 9, породу, из которой сформирован пропласток 8. Причем указанные этапы выполняются известными методами исследования скважин, которые по этой причине дополнительно не раскрываются в описании предпочтительных вариантов осуществления изобретения.
Согласно предпочтительному варианту осуществления способа подтверждение наличия заколонной циркуляции 13 из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя 5 в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой 9 включает в себя этап, на котором подтверждают, по меньшей мере, меньшую глубину залегания неперфорированного водоносного слоя 5, чем перфорированного нефтеносного слоя 9, и толщину пропластка 8 не менее 3 метров.
Согласно предпочтительному варианту осуществления способа заданный уровень выше глубины залегания перфорированного нефтеносного слоя 9 и ниже глубины залегания неперфорированного водоносного слоя 5 для вырезания участка эксплуатационной колонны составляет уровень от глубины на по меньшей мере один метр ниже подошвы 7 неперфорированного водоносного слоя 5 до глубины кровли 10 нефтеносного слоя 9.
Согласно предпочтительному варианту осуществления способа дополнительно выбирают заданный уровень выше глубины залегания перфорированного нефтеносного слоя 9 и ниже глубины залегания неперфорированного водоносного слоя 5 для вырезания участка эксплуатационной колонны на основании породы, из которой сформирован пропласток. Действуя таким образом, можно более точно выбрать участок эксплуатационной колонны для вырезания, что приведет к дополнительному сокращению времени ремонтных работ.
Согласно предпочтительному варианту осуществления способа увеличивают расстояние от глубины подошвы неперфорированного водоносного слоя на величину большую чем один метр, при задании уровня выше глубины залегания перфорированного нефтеносного слоя и ниже глубины залегания неперфорированного водоносного слоя для вырезания участка эксплуатационной колонны для более твердой породы, из которой сформирован пропласток. Таким образом, при толщине пропластка 8 более 3 м можно добиться существенного сокращения длины участок эксплуатационной колонны для вырезания, что приведет к еще большему дополнительному сокращению времени ремонтных работ.
В качестве неограничивающего примера технологический процесс вырезания части эксплуатационной колонны можно проводить с использованием гидравлического забойного двигателя (ГЗД), если толщина стенки эксплуатационной колонны скважины составляет 9 мм и менее. На скважину доставляют следующее оборудование: вырезающее устройство в сборе. Контроль за износом резцов вырезающего устройства и их замену осуществляют специально обученные специалисты на базе производственного обслуживания; бурильный переводник З88-З76 (ниппель-ниппель); ГЗД; бурильный переводник З88-НКТ 73 (ниппель-муфта); устройство для компенсации реактивного момента ГЗД; устьевой герметизатор; внутренний вставной фильтр длиной 1-2 м; реперный патрубок из НКТ диаметром 73 мм, длиной не менее 0,5 м; колонну НКТ диаметром 73 мм (количество труб определяется глубиной интервала вырезания эксплуатационной колонны).
Необходимо иметь в наличии на скважине: насосную группу (агрегаты) с общей производительностью не менее 25·10-3 м3/с. При этом для обеспечения стабильной работы насосы должны иметь равные технические характеристики (развиваемое давление, расход жидкости). В качестве одного из агрегатов допускается применение стационарного насосного блока, при его наличии на скважине, если он имеет аналогичные технические характеристики; желобную емкость, заполненную технологической жидкостью удельным весом, аналогичным удельному весу жидкости глушения (расчетному).
На устье скважины собирают компоновку в следующей последовательности (снизу-вверх): вырезающее устройство, бурильный переводник З88-376 (ниппель-ниппель), ГЗД, бурильный переводник З88-НКТ 73 (ниппель-муфта), одна труба НКТ диаметром 73 мм, в НКТ установить внутренний сетчатый фильтр конусом вверх, НКТ диаметром 73 мм, реперный патрубок из НКТ диаметром 73 мм. Необходимость применения переводников зависит от типа резьбы на вырезающем устройстве.
Собранную компоновку спускают на колонне НКТ диаметром 73 мм с измерением, шаблонировкой шаблоном диаметром 59,6 мм до верхнего интервала вырезания эксплуатационной колонны и записью в журнале измерений, а также подсчетом глубины спуска компоновки. По результатам исследования скважины точно подгоняют ножи вырезающего устройства к верхнему интервалу вырезания эксплуатационной колонны.
На устье скважины устанавливают устьевой герметизатор и устройство для компенсации реактивного момента. Осуществляют обвязку нагнетательной линии. По результатам отбивки репера подгонкой ведущей трубы точно подгоняют ножи вырезающего устройства напротив верхнего интервала вырезания эксплуатационной колонны. Обвязывают насосные агрегаты через тройник и нагнетательную линию с трубным пространством. Обвязывают межтрубное пространство скважины выкидной линией с желобной емкостью. В желобной емкости напротив слива закрепляют магнит. Обвязывают приемные линии насосных агрегатов с желобной емкостью. Опрессовывают нагнетательную линию насосных агрегатов на полуторакратное ожидаемое рабочее давление при вырезании колонны (согласно инструкции по эксплуатации вырезающего устройства). Осуществляют резку эксплуатационной колонны согласно инструкции по эксплуатации (паспорту) на вырезающее устройство.
В качестве другого примера технологический процесс вырезания части эксплуатационной колонны с использованием механического ротора или блока силового вертлюга (БСВ) применяют, если толщина стенки эксплуатационной колонны скважины составляет 9 мм и более.
На скважину доставляют следующее оборудование: вырезающее устройство в сборе. Контроль за износом резцов вырезающего устройства и их замену осуществляют специально обученные специалисты на базе производственного обслуживания; бурильный переводник 88-86 (ниппель-муфта); механический ротор или БСВ; бурильный переводник З88-НКТ 73 (ниппель-муфта); 40-50 м утяжеленных бурильных труб (УБТ); колонну бурильных труб ПБТ 2 7/8 (количество труб определяется глубиной интервала вырезания эксплуатационной колонны); два внутренних фильтра для бурильных труб длиной 1-2 м; реперный патрубок из ПБТ 2 7/8 длиной не менее 0,5 м.
Необходимо иметь в наличии на скважине: насосную группу (агрегаты) с общей производительностью не менее 25·10-3 м /с. При этом для обеспечения стабильной работы агрегаты должны иметь равные технические характеристики (развиваемое давление, расход жидкости). В качестве одного из агрегатов допускается применение стационарного насосного блока, при его наличии на скважине, если он имеет аналогичные технические характеристики. Дополнительно необходимо выкопать амбар и провести его гидроизоляцию.
На устье скважины собирают компоновку в следующей последовательности (снизу-вверх): вырезающее устройство, бурильный переводник 88-86 (ниппель-муфта), УБТ длиной 40-50 м (между первой и второй УБТ установить внутренний фильтр конусом вверх), одна труба ПБТ 7/8, реперный патрубок. Собранную на устье скважины компоновку спускают на колонне ПБТ 7/8 бурильных труб (далее - колонне труб) с измерением и шаблонировкой шаблоном диаметром 48 мм до верхнего интервала вырезания эксплуатационной колонны. Спуск производят со скоростью не более 1,0 м/с. Момент свинчивания УБТ составляет 9200-10000 Нм, и для 7/8 ПБТ составляет 7500-8000 Нм.
По результатам геофизического исследования скважины (ГИС) точно подгоняют ножи вырезающего устройства к верхнему интервалу вырезания эксплуатационной колонны. Монтируют на устье скважины механический ротор или блок силового вертлюга. Между верхней трубой колонны труб и ведущей трубой квадратного сечения устанавливают внутренний фильтр конусом вверх. Насосные агрегаты через тройник и нагнетательную линию обвязывают с межтрубным пространством скважины. Трубное пространство обвязывают выкидной линией с желобной емкостью, напротив слива закрепляют магнит. Соединяют приемные линии насосных агрегатов с желобной емкостью. Опрессовывают нагнетательную линию на 15,0 МПа.
Осуществляют обратную промывку колонны труб в 1,5-кратном объеме спущенных труб, после чего проводят переобвязку нагнетательной и выкидной линий: нагнетательную линию обвязывают с трубным пространством, выкидную - с межтрубным. Работы по резке эксплуатационной колонны выполняют согласно инструкции по эксплуатации (паспорту) на вырезающее устройство.
Далее продолжая в целом по фиг. 1-8 и со ссылкой на фиг. 3, согласно предпочтительному варианту осуществления способа заданные параметры обработки вырезанного участка эксплуатационной колонны включают в себя, по меньшей мере, расход промывочной жидкости в пределах 20·10-3-25·10-3 м3/с, давление в пределах 11,0-12,0 МПа, но не более максимально допустимого значения на эксплуатационную колонну, и допуск колонны труб со скоростью не более 0,15 м/мин.
Согласно предпочтительному варианту осуществления способа обработка вырезанного участка эксплуатационной колонны дополнительно включает в себя этап, на котором расширяют ствол скважины на участке вырезанной эксплуатационной колонны. Действуя таким образом, можно обеспечить более надежную изоляцию заколонной циркуляции 13, вырезав каналы циркуляции, расположенные в заколонном пространстве.
Согласно предпочтительному варианту осуществления способа обработка вырезанного участка эксплуатационной колонны дополнительно включает в себя этап, на котором расширяют ствол скважины на участке вырезанной эксплуатационной колонны на основании породы, из которой сформирован пропласток. Действуя таким образом, можно добиться более точной обработки вырезанного участка эксплуатационной колонны, дополнительно повысив надежность изоляции заколонной циркуляции.
Согласно предпочтительному варианту осуществления способа расширяют ствол скважины на участке вырезанной эксплуатационной колонны на величину, составляющую в пределах 10-15%, для более твердой породы, и на величину, составляющую в пределах 16-25%, для более мягкой породы, из которой сформирован пропласток. Таким образом, учитывая материал породы, из которой сформирован пропласток 8, можно оптимизировать проведение ремонтных работ с точки зрения уменьшения расходов ресурсов на расширение вырезанного участка эксплуатационной колонны и увеличения надежности изоляции заколонной циркуляции 13.
Далее продолжая в целом по фиг. 1-8 и со ссылкой на фиг. 4, согласно предпочтительному варианту осуществления способа заданный уровень выше вырезанного участка эксплуатационной колонны и ниже уровня неперфорированного водоносного слоя 5 составляет уровень в пределах от полуметра ниже подошвы 7 неперфорированного водоносного слоя 5 до метра ниже подошвы 7 неперфорированного водоносного слоя 5.
Далее, согласно предпочтительному варианту осуществления способа пороговая величина приемистости нижерасположенного нефтеносного слоя 9 составляет 3 м3/ч. В случае если приемистость нижерасположенного нефтеносного слоя 9 превышает пороговую величину, осуществляют блокирование нефтеносного слоя 9. Согласно предпочтительному варианту осуществления способа блокирование нефтеносного слоя осуществляют закачкой в нефтеносный слой 9 блокирующего состава. Согласно предпочтительному варианту осуществления способа блокирующий состав представляет собой одно из раствора на углеводородной основе, обратной эмульсии, загущенной нефти, водонабухающего полимера, водного раствора поверхностно-активных веществ, состава на основе гелеобразующей композиции.
Согласно другому предпочтительному варианту осуществления способа блокирование нефтеносного слоя 9 осуществляют отсыпкой интервала перфорации 12 нефтеносного слоя песком 16, что в качестве примера проиллюстрировано на фиг. 4. В таком случае, согласно предпочтительному варианту осуществления способа осуществляют этап, на котором вымывают песок 16 перед спуском собранного хвостовика 20.
Далее продолжая в целом по фиг. 1-8 и со ссылкой на фиг. 4-6, в качестве примера осуществления способа при отсутствии сообщения между интервалами перфорации 12 нефтеносного слоя 9 и вырезанным участком эксплуатационной колонны тампонирование вырезанного участка эксплуатационной колонны осуществляют этапы, на которых:
определяют удельную приемистость участка вырезанной эксплуатационной колонны закачиванием не менее 6 м3 технологической жидкости;
вводят ниппель в пакер 17;
закачивают посредством компоновки 2 труб последовательно 0,2 м3 пресной воды; заданный объем цементного раствора; 0,2 м3 пресной воды;
продавливают цементный раствор технологической жидкостью для оставления в компоновке 2 труб 0,1-0,2 м3 цементного раствора;
приподнимают ниппель на 1-2 м выше пакера 17;
вымывают излишки цементного раствора обратной промывкой в объеме по меньшей мере 1,5 объемов компоновки 2 труб;
поднимают ниппель на компоновке 2 труб полностью;
выдерживают скважину в течение времени ОЗЦ, которое составляет 8 часов.
В качестве другого примера варианта осуществления способа при наличии сообщения между интервалами перфорации 12 и вырезанным участком эксплуатационной колонны тампонирование вырезанного участка эксплуатационной колонны осуществляют этапы, на которых:
определяют удельную приемистость участка вырезанной эксплуатационной колонны закачиванием не менее 6 м3 технологической жидкости;
вводят ниппель в пакер 17;
закачивают посредством компоновки 2 труб последовательно 0,2 м3 пресной воды; заданный объем цементного раствора; 0,2 м3 пресной воды;
продавливают цементный раствор технологической жидкостью для оставления в компоновке 2 труб 0,1-0,2 м3 цементного раствора, причем
осуществляют закачивание последних 0,6-0,8 м3 технологической жидкости при открытой затрубной задвижке с выведением цементного раствора в межтрубное пространство;
приподнимают ниппель из пакера 17 на 20-30 м выше интервала перфорации 12;
вымывают излишки цементного раствора обратной промывкой в объеме по меньшей мере 1,5 объемов компоновки 2 труб, при этом поддерживают давление не более давления закачки цементного раствора;
поднимают ниппель на компоновке 2 труб полностью;
выдерживают скважину в течение времени ОЗЦ, которое составляет 8 часов.
Для продавливания цементного раствора технологической жидкостью, ее объем определяют исходя из объема компоновки 2 труб с тем, чтобы заданный объем цементного раствора заполнил вырезанный участок эксплуатационной колонны.
Согласно предпочтительному варианту осуществления способа заданный объем цементного раствора выбирают на основании удельной приемистости участка вырезанной эксплуатационной колонны.
Согласно предпочтительному варианту осуществления способа заданный объем цементного раствора составляет:
в пределах 1-3 тонны цемента при удельной приемистости 0,5-1,3 м3/(ч·МПа), причем в раствор добавляют пластификаторы;
в пределах 3-5 тонн цемента при удельной приемистости 1,3-2,0 м3/(ч·МПа), причем в раствор добавляют пластификаторы;
в пределах 5-7 тонн цемента при удельной приемистости более 2,0 м3/(ч·МПа), причем в раствор добавляют полипропиленовое волокно.
В качестве цемента может быть использован портландцемент тампонажный марки ПЦТ I-G-CC-1 (или ПЦТ-II-50), причем добавление пластификаторов и полипропиленового волокна требуется для улучшения реологических свойств тампонажных растворов.
Далее в качестве неограничивающего примера приводится практический пример осуществления описанного способа на скважине, которая характеризуется наличием следующих пластов: пласт «А», глубина залегания 1661 м (кровля) - 1665,2 м (подошва), обводненный неперфорированный слой (нефтенасыщение 10%); пласт «Б3», глубина залегания 1674,8 м (кровля) - 1676,2 м (подошва), перфорированный нефтеносный слой (нефтенасыщение 80%).
В ходе кислотной обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта «Б3» была определена заколонная циркуляция из вышерасположенного неперфорированного водонасыщенного пласта «А» в нижерасположенный перфорированный нефтеносный пласт «Б3». Работы по ликвидации заколонной циркуляции включали в себя выполнение следующих этапов:
Промывка забоя на глубине 1678,3 м в объеме 24,0 м3 технической жидкостью удельного веса 1,12 г/см3 с моющим препаратом МЛ-81б (0,1% раствор). Приподъем компоновки на 2,5′′ НКТ и посадка пакера на глубину 1651,0 м. Опрессовка эксплуатационной колонны в интервале 0-1651,0 м при давлении Рн/к=90/89 атм (за время, равное 30 мин), подтверждена герметичность эксплуатационной колонны. Определение приемистости при давлении Рн/к=90/0 атм (падение за время, равное 30 мин), подтверждено отсутствие приемистости.
Осуществляют срыв пакера и подъем компоновки на 2,5′′ НКТ. Далее осуществляют спуск компоновки, содержащей универсальное вырезающее устройство УВУ-146 с центратором (диаметр 126 мм), переводник 88×86, трубный фильтр, УБТ (41,85 м) и реперный патрубок (3,20 м) на ПБТ 2 7/8, на глубину 1660,7 м.
По данным ГИС, проведенного с использованием метода гамма-каротажа (ГК), локатора муфт (ЛМ), отбивают репер в интервале 1621,1-1624,3 м. Вырезают эксплуатационную колонну в интервале 1667,0-1672,0 м.
Промывают скважину технической жидкостью в объеме 33,5 м3 с удельным весом 1,12 г/см3 с добавлением МЛ-81б (0,1% раствор) при давлении 40 атм до чистой воды. Далее осуществляют подъем компоновки на ПБТ 2 7/8 и спуск гидромониторной насадки на НКТ 2,5′′ на глубину 1666,0 м. Удаляют цементный камень гидромониторной насадкой в интервале 1667,0-1672,0 м технической жидкостью с удельным весом 1,12 г/см3 с добавлением МЛ-81б (0,1% раствор) при давлении 120-125 атм. На выносе наблюдается цементный шлам. Осуществляют вымывание опрессовочного конуса в объеме 10,0 м3.
Далее, осуществляют промывку забоя на глубине 1672,0 м в объеме 33,5 м3 технической жидкостью с удельным весом 1,12 г/см3 с добавлением МЛ-81б (0,1% раствор) до жесткой посадки при давлении 70 атм.
Определяют приемистость закачкой 6,0 м3 технической жидкости с удельным весом 1,12 г/см3 с добавлением МЛ-81б (0,1% раствор) при давлении 90 атм и расходе 96 м3/сут. Приспускают компоновку на НКТ 2,5′′ и определяют забой на глубине 1672,0 м. Далее осуществляют подъем компоновки на НКТ 2,5′′ и спуск компоновки, содержащей перо-воронку и опрессовочное седло на НКТ 2,5′′ на глубину 1672 м.
Выполняют ОПЗ пласта закачкой глинокислотной композиции (ГКК) в объеме 0,5 м3 при давлении 20 атм. Доводят кислоту технической жидкостью в объеме 4,55 м3 с удельным весом 1,12 г/см3 с добавлением МЛ-81б (0,1% раствор). Вымывают продукты реакции в объеме 7,58 м3 при давлении 20 атм и закачивают ГКК в объеме 1,5 м3.
Закачивают продавочную жидкость с удельным весом 1,12 г/см3 с добавлением МЛ-81б (0,1% раствор) в объеме 3,6 м3 при давлении 20 атм и осуществляют продавку в пласт в объеме 3,0 м3 при давлении 90 атм. Время ожидания реагирования кислоты (ОРК) составляет 2,0 ч, после чего осуществляют нейтрализацию кислоты добавлением едкого натрия массой 110 кг.
Определяют приемистость насыщением пласта в объеме 0,5 м3 при давлении Рн/к=90/0 атм (падение за 30 мин), определяют отсутствие приема, а также отсутствие отдачи. Осуществляют опрессовку НКТ 2,5′′ при давлении Рн/к=150/150 атм. Определяют герметичность. Осуществляют вымывание конуса технической жидкостью в объеме 15,0 м3.
Осуществляют закачку буферной жидкости с удельным весом 1,0 г/см3 в объеме 0,3 м3, далее при давлении 20 атм осуществляют закачку цементного раствора объемом 1,44 м3 (масса составляет 2 т) с добавлением химических реагентов для улучшения параметров тампонажного раствора (Диасел ASA (0,3 кг), Диасел FL (6 кг), Диасел ATF (4 л)), а после этого закачку буферной жидкости с удельным весом 1,0 г/см3 в объеме 0,2 м3 с продавкой технической жидкостью с удельным весом 1,12 г/см3 в объеме 4,55 м3 при давлении 20/30 атм.
Приподнимают компоновку на НКТ 2,5′′ до глубины 1640,0 м и осуществляют продавку в затрубное пространство технической жидкостью с удельным весом 1,12 г/см3 в объеме 0,4 м3 при Рн/к=0/90 атм. Выполняют срезку на глубине 1640,0 м и приподнимают компоновку на НКТ 2,5′′ на 210,0 м. Время ОЗЦ составляет 24 ч.
Приспускают компоновку на НКТ 2,5′′ и определяют положение цементного моста с промывкой в интервале 1589,0-1645,0 м при давлении 30 атм. Поднимают компоновку на НКТ 2,5′′ и осуществляют спуск компоновки, содержащей забойный двигатель Д-105 (диаметр 125 мм), патрубок 2,5′′ (0,9 м), погружной блок, патрубок 2,5′′ (1,95 м), вставной фильтр, НКТ 2,5′′ (10,23 м), сбросовый клапан на НКТ 2,5′′, на глубину 1625,0 м. Обрабатывают эксплуатационную колонну в интервале 1625,0-1645,0 м, осуществляют бурение цементного моста в интервале 1645,0-1677,7 м.
Далее осуществляют промывку скважины технической жидкостью с удельным весом 1,12 г/см3 с добавлением МЛ-81б (0,1% раствор) в объеме 40,0 м3. На выносе наблюдается камень и металлическая стружка.
Осуществляют подъем компоновки на НКТ 2,5′′ и спуск обратного клапана на дополнительной эксплуатационной колонне (114 мм, 1 шт. длиной 10,72 м), опрессовку обратного клапана при давлении Рн/к=50/50 атм, определяют герметичность.
Далее осуществляют спуск компоновки, содержащей дополнительную эксплуатационную колонну (конусный башмачный патрубок и обратный клапан, 0,70 м), дополнительную эксплуатационную колонну (114 мм, 3 шт. длиной 32,46 м) на НКТ 2,5′′, на глубину 1662,5 м.
Осуществляют промывку забоя с приспусканием в интервале 1662,5-1676,5 м технической жидкостью с удельным весом 1,12 г/см3 с добавлением МЛ-81б (0,1% раствор) в объеме 40,0 м3. На выносе наблюдаются цементные камни размером 5×7×3 мм.
Закачивают в НКТ буферную жидкость в объеме 0,2 м3, дополнительно закачивают цементный раствор в НКТ в объеме 1,63 м3 (масса составляет 2 т) и далее буферную жидкость в объеме 0,2 м3, дополнительно закачивают продавочную жидкость удельного веса 1,12 г/см3 в объеме 4,5 м3.
Осуществляют отворот и подъем левого переводника на НКТ 2,5′′ до глубины 1610,0 м и осуществляют срезку на глубине 1610,0 м. Поднимают левый переводник на НКТ 2,5′′. Выдерживают время ОЗЦ, составляющее 24 ч.
Осуществляют спуск компоновки, содержащей забойный двигатель Д-105 (диаметр 125 мм), гидромеханический скребок наддолотный СН-146, бурильный переводник, шламометаллоуловитель (ШМУ), на НКТ 2,5′′ и обрабатывают эксплутационную колонну в интервале 1590,0-1610,0 м. Осуществляют бурение цементного моста в интервале 1610,0-1644,0 м и подъем компоновки на НКТ 2,5′′.
Осуществляют спуск компоновки, содержащей забойный двигатель Д-76 ФЗ-2-93 мм, переводник, фильтр, на НКТ 2,5′′ и обрабатывают эксплуатационную колонну в интервале 1634,0-1644,0 м. Осуществляют бурение в интервале 1644,0-1676,5 м и обработку в интервале 1670,0-1676,5 м, после чего поднимают компоновку на НКТ 2,5′′.
Осуществляют спуск компоновки, содержащей перо-воронку 2′′, скребок СКМ-114, патрубок 2" (0,51 м), шаблон (диаметр 94 мм), переводник 2′′×2,5′′, НКТ 2,5′′ (27,70 м), скребок СКМ-146, на НКТ 2,5′′ и обрабатывают эксплуатационную колонну с промывкой в интервалах: 1608-1618 м; 1644-1652 м; 1618-1628 м; 1652-1662 м; 1628-1638 м; 1662-1672 м; 1638-1642,5-1672-1676 м.
Промывают забой на глубине 1676,5 м3 до жесткой посадки технической жидкостью с удельным весом 1,12 г/см3 с добавлением МЛ-81б (0,1% раствор) в объеме 94,5 м3 при давлении 50 атм. На выносе наблюдается цементный шлам и металлическая стружка. Поднимают компоновку на НКТ 2,5′′.
Осуществляют ГИС одним или более из методов с использованием акустического цементомера (АКЦ), ГК, ЛМ. По результатам исследования в интервале 1608,3-1675,7 м определяют наличие цемента за эксплуатационной колонной. Верхний конец (114 мм) колонны отбивается на глубине 1645,3 м. Прибор проходит до глубины 1679,0 м (с учетом «мертвого» пространства прибора, составляющего 1,5 м).
Осуществляют спуск пера-воронки 2,0′′ и пакерных манжет (660; 810 м) на НКТ 2,5′′ на глубину 1100 м. Осуществляют опрессовку эксплуатационной колонны снижением уровня компрессором СД-5. По результатам исследования уровень через 1 ч, 3 ч, 5 ч составляет 838 м. Делается заключение о герметичности эксплуатационной колонны.
Поднимают компоновку на НКТ 2,5′′ и осуществляют перфорацию зарядами ЗКПО-ПП-22ГП в интервале 1674,8-1676,2 м в количестве 14 отверстий с привязкой по ГК. Шаблон (диаметр 73 мм) доходит до глубины 1678 м.
В результате проведенных работ удалось ликвидировать заколонную циркуляцию без вскрытия водоносного пласта, что является важным преимуществом предложенного способа.
Следует понимать, что посредством осуществления этапов описанного выше способа достигается технический результат, состоящий в повышении надежности изоляции заколонной циркуляции из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой, при обеспечении повышенной экологической безопасности ремонтных работ ввиду минимизации воздействий на неперфорированный водоносный слой вредными веществами, а кроме того, при поддержании дебета скважины на уровне, соответствующем уровню до проведения ремонтных работ, ввиду пониженного воздействия на перфорированный нефтеносный слой в ходе работ по изоляции заколонной циркуляции.
Следует также понимать, что конструкции и способы, раскрытые в материалах настоящего описания, являются примерными по сути, и что эти специфичные варианты осуществления не должны рассматриваться в ограничительном смысле, так как возможны многочисленные варианты. Предмет настоящего описания включает в себя все новые и неочевидные комбинации и подкомбинации различных систем и способов, и другие признаки, функции и/или свойства, раскрытые в материалах настоящего описания.
Последующая формула изобретения подробно указывает некоторые комбинации и подкомбинации, рассматриваемые в качестве новых и неочевидных.
1. Способ изоляции заколонной циркуляции из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой, включающий в себя этапы, на которых:
определяют профиль заколонной циркуляции;
подтверждают наличие заколонной циркуляции из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой и при подтверждении таковой:
спускают компоновку труб с оборудованием для вырезания участка эксплуатационной колонны;
вырезают участок эксплуатационной колонны на заданном уровне выше глубины залегания перфорированного нефтеносного слоя и ниже глубины залегания неперфорированного водоносного слоя;
поднимают компоновку труб с оборудованием для вырезания участка эксплуатационной колонны;
спускают компоновку труб с гидромониторной насадкой для обработки вырезанного участка эксплуатационной колонны;
обрабатывают вырезанный участок эксплуатационной колонны посредством гидромониторной насадки подачей промывочной жидкости при заданных параметрах обработки;
поднимают компоновку труб с гидромониторной насадкой;
блокируют перфорированный нефтеносный слой отсыпкой интервала перфорации нефтеносного слоя песком;
устанавливают разбуриваемый пакер на заданном уровне выше вырезанного участка эксплуатационной колонны и ниже уровня неперфорированного водоносного слоя;
определяют приемистость вырезанного участка эксплуатационной колонны и образованного канала, соединяющего вышерасположенный неперфорированный водоносный слой с нижерасположенным перфорированным нефтеносным слоем;
осуществляют тампонирование вырезанного участка эксплуатационной колонны с использованием разбуриваемого пакера на основании наличия приемистости вырезанного участка эксплуатационной колонны и образованного канала, соединяющего вышерасположенный неперфорированный водоносный слой с нижерасположенным перфорированным нефтеносным слоем;
спускают компоновку труб с установленным долотом для разбуривания пакера;
разбуривают пакер, вымывают песок и поднимают компоновку труб с установленным долотом;
спускают компоновку труб и осуществляют блокирование нефтеносного слоя закачкой в нефтеносный слой блокирующего состава;
собирают хвостовик из по меньшей мере одной трубы, имеющей меньший диаметр, чем основная обсадная колонна, длиной, составляющей не меньше разности между забоем скважины и кровлей вышерасположенного водяного слоя, для спуска в скважину,
спускают компоновку труб с собранным хвостовиком до уровня забоя;
цементируют заколонное пространство, образованное хвостовиком меньшего диаметра, по всей длине хвостовика;
выдерживают время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ);
после выдерживания интервала времени ОЗЦ осуществляют повторную перфорацию на уровне залегания перфорированного нефтеносного слоя.
2. Способ по п. 1, в котором определение профиля заколонной циркуляции включает в себя этапы, на которых определяют, по меньшей мере, глубину залегания неперфорированного водоносного слоя, глубину залегания перфорированного нефтеносного слоя, толщину пропластка между водоносным слоем и нефтеносным слоем, породу, из которой сформирован пропласток.
3. Способ по п. 1 или 2, в котором подтверждение наличия заколонной циркуляции из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой включает в себя этап, на котором подтверждают, по меньшей мере, меньшую глубину залегания неперфорированного водоносного слоя, чем перфорированного нефтеносного слоя, и толщину пропластка не менее 3 метров.
4. Способ по п. 3, в котором заданный уровень выше глубины залегания перфорированного нефтеносного слоя и ниже глубины залегания неперфорированного водоносного слоя для вырезания участка эксплуатационной колонны составляет уровень от глубины на по меньшей мере один метр ниже подошвы неперфорированного водоносного слоя до глубины кровли нефтеносного слоя.
5. Способ по п. 4, в котором дополнительно выбирают заданный уровень выше глубины залегания перфорированного нефтеносного слоя и ниже глубины залегания неперфорированного водоносного слоя для вырезания участка эксплуатационной колонны на основании породы, из которой сформирован пропласток.
6. Способ по п. 4 или 5, в котором увеличивают расстояние от глубины подошвы неперфорированного водоносного слоя на величину большую чем один метр, при задании уровня выше глубины залегания перфорированного нефтеносного слоя и ниже глубины залегания неперфорированного водоносного слоя для вырезания участка эксплуатационной колонны для более твердой породы, из которой сформирован пропласток.
7. Способ по п. 1 или 2, в котором заданные параметры обработки вырезанного участка эксплуатационной колонны включают в себя, по меньшей мере, расход промывочной жидкости в пределах 20·10-3-25·10-3 м3/с, давление в пределах 11,0-12,0 МПа, но не более максимально допустимого значения на эксплуатационную колонну, и допуск колонны труб со скоростью не более 0,15 м/мин.
8. Способ по п. 7, в котором обработка вырезанного участка эксплуатационной колонны дополнительно включает в себя этап, на котором расширяют ствол скважины на участке вырезанной эксплуатационной колонны.
9. Способ по п. 7, в котором обработка вырезанного участка эксплуатационной колонны дополнительно включает в себя этап, на котором расширяют ствол скважины на участке вырезанной эксплуатационной колонны на основании породы, из которой сформирован пропласток.
10. Способ по п. 9, в котором расширяют ствол скважины на участке вырезанной эксплуатационной колонны на величину, составляющую в пределах 10-15%, для более твердой породы, и на величину, составляющую в пределах 16-25%, для более мягкой породы, из которой сформирован пропласток.
11. Способ по п. 1 или 2, в котором заданный уровень выше вырезанного участка эксплуатационной колонны и ниже уровня неперфорированного водоносного слоя составляет уровень в пределах от полуметра ниже подошвы неперфорированного водоносного слоя до метра ниже подошвы неперфорированного водоносного слоя.
12. Способ по п. 1 или 2, в котором блокирующий состав представляет собой одно из раствора на углеводородной основе, обратной эмульсии, загущенной нефти, водонабухающего полимера, водного раствора поверхностно-активных веществ, состава на основе гелеобразующей композиции.
13. Способ по п. 1 или 2, в котором интервал времени ОЗЦ составляет 8 часов.
