Способ изоляции заколонных перетоков в скважине

Изобретение относится к способу изоляции заколонных перетоков в скважине. Техническим результатом является снижение трудоемкости. Способ изоляции заколонных перетоков в скважине включает разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта, вырезание участка обсадной колонны, расширение ствола скважины в вырезанном участке обсадной колонны, сбор компоновки, состоящей из колонны труб с водонабухающим пакером длиной, равной длине вырезанного участка обсадной колонны, установку водонефтенабухающего пакера напротив вырезанного участка обсадной колонны с последующей его изоляцией пакером после технологической выдержки. Геофизическими исследованиями определяют, выше или ниже нефтенасыщенной зоны происходят заколонные перетоки. В интервале перетоков производят вырезку участка обсадной колонны. Компоновку колонны труб и водонефтенабухающего пакера снабжают дополнительным пакером, устанавливаемым внутри обсадной колонны труб с отсечением нефтенасыщенной зоны. Между пакерами располагают перфорированный патрубок. Водонефтенабухающий пакер сверху оснащают автоотцепом. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представлены водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами и предназначено для изоляции заколонных перетоков в скважине.

Известен способ разработки обводненного нефтяного месторождения (патент RU №2494247, МПК E21B 43/32, опубл. 27.09.2013 в Бюл. №27), включающий разбуривание его эксплуатационными скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенной и нефтенасыщенной зон, 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, отличающийся тем, что при размещении водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и 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 которого 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 чего 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 и в процессе разработки обводненного нефтяного месторождения производят периодическую эксплуатацию нефтенасыщенной и водонасыщенной зон пласта.

Недостатками данного способа являются сложность реализации и большие затраты времени, связанные с большим количеством операций, между которыми необходимы длительные технологические выдержки.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки обводненного нефтяного месторождения (патент RU №2570156, МПК E21B 43/16, E21B 43/32, E21B 33/12, опубл. 10.12.2015 в Бюл. №34), включающий разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта, вырезание участка обсадной колонны, расширение ствола скважины в вырезанном участке обсадной колонны, изоляцию вырезанного участка обсадной колонны скважины, отличающийся тем, что в скважине последовательно, начиная со стороны забоя, вырезают в обсадной колонне два участка - напротив начального и конечного интервала нефтенасыщенной зоны, при этом вырезают участки обсадной колонны от границ водонефтяного контакта равными интервалами в водонасыщенной и нефтенасыщенной зонах, затем последовательно, начиная со стороны забоя скважины, расширяют вырезанные участки обсадной колонны скважины спуском компоновки, состоящей из колонны бурильных труб с раздвижным расширителем на конце и шламоуловителем, установленным в составе колонны бурильных труб выше раздвижного расширителя, извлекают из скважины компоновку для расширения вырезанных участков обсадной колонны, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта и нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта, трубы и глухого разбуриваемого пакера с посадочным инструментом, спускают компоновку в скважину на колонне труб и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив ближайшего к забою вырезанного участка обсадной колонны, производят посадку глухого разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта и водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта, трубы и проходного разбуриваемого пакера с посадочным инструментом, спускают компоновку на колонне труб в обсадную колонну и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив вырезанного участка обсадной колонны, производят посадку проходного разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины, оставляют водонефтенабухающие пакера на технологическую выдержку в течение 14 суток для изоляции вырезанных участков обсадной колонны скважины.

Недостатками данного способа являются сложность реализации и большие затраты времени, связанные с операциями по вырезке участков обсадной колонны выше и ниже нефтеносного пласта, между которыми необходимы технологические выдержки для набухания пакеров.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание простого и экономичного способа изоляции заколонных перетоков в скважине с экономией времени реализации за счет вырезания обсадной колонны и изоляции одного интервала заколонных перетоков водонефтенабухающим пакером.

Техническая задача решается способом изоляции заколонных перетоков в скважине, включающим разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта, вырезание участка обсадной колонны, расширение ствола скважины в вырезанном участке обсадной колонны, сбор компоновки, состоящей из колонны труб с водонефтенабухающим пакером длиной, равной длине вырезанного участка обсадной колонны, установку водонефтенабухающего пакера напротив вырезанного участка обсадной колонны с последующей его изоляцией пакером после технологической выдержки.

Новым является то, что геофизическими исследованиями определяют выше или ниже нефтенасыщенной зоны происходят заколонные перетоки, в интервале которых производят вырезку участка обсадной колонны, компоновку колонны труб и водонефтенабухающего пакера снабжают дополнительным пакером, устанавливаемым внутри обсадной колонны труб с отсечением нефтенасыщенной зоны, при этом между пакерами располагают перфорированный патрубок, а водонефтенабухающий пакер сверху оснащают автоотцепом.

Новым является также то, что при расположении вырезанного участка выше нефтенасыщенной зоны водонефтенабухающий пакер применяют в компоновке проходным, а дополнительный пакер - глухим.

Новым является также то, что при расположении вырезанного участка ниже нефтенасыщенной зоны водонефтенабухающий пакер применяют в компоновке глухим, а дополнительный пакер - проходным.

На фиг. 1 изображена схема реализации способа при заколонных перетоках расположенных ниже нефтенасыщенной зоны.

На фиг. 2 изображена схема реализации способа при заколонных перетоках расположенных выше нефтенасыщенной зоны.

Способ изоляции заколонных перетоков в скважине включает разбуривание месторождения скважинами 1 (фиг. 1 и 2), пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных (не показаны) и нефтенасыщенной зон 2, исследование нефтеводонасыщенных зон 2 пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны 3 с последующей перфорацией 4 пласта в нефтенасыщенной зоне 1, вырезание участка 5 обсадной колонны 3, расширение ствола скважины 1 в вырезанном участке 5 обсадной колонны 3 сбор компоновки, состоящей из колонны труб 6 с водонефтенабухающим пакером 7 длиной, равной длине вырезанного участка 5 обсадной колонны 3, установку водонефтенабухающего пакера 7 напротив вырезанного участка 5 обсадной колонны 3 с последующей его изоляцией пакером 7 после технологической выдержки. Предварительно геофизическими исследованиями определяют выше (фиг. 2) или ниже (фиг. 1) нефтенасыщенной зоны 2 (фиг. 1 и 2) происходят заколонные перетоки 8, в интервале которых производят вырезку участка 5 обсадной колонны 3. Компоновку колонны труб 6 и водонефтенабухающего пакера 7 снабжают дополнительным пакером 9, устанавливаемым внутри обсадной колонны труб 3 с отсечением нефтенасыщенной зоны 2. Между пакерами 7 и 9 располагают перфорированный патрубок 10, а водонефтенабухающий пакер 7 сверху оснащают автоотцепом 11 (например, устройство отсоединения М-2, применяемое с пакером М1-Х фирмы «Smith Services - Completion Systems»; устройство отсоединения, применяемое в патенте на ПМ RU №164723, патент RU №2244802 или т.п.).

При расположении вырезанного участка 5 (фиг. 2) выше нефтенасыщенной зоны 2 водонефтенабухающий пакер 7 применяют в компоновке проходным, а дополнительный пакер 9 - глухим.

При расположении вырезанного участка 5 (фиг. 1) ниже нефтенасыщенной зоны 2 водонефтенабухающий пакер 7 применяют в компоновке глухим, а дополнительный пакер 8 - проходным.

После технологической выдержки для набухания пакера 7 (фиг. 1 или 2) отбор продукции или закачку вытесняющего агента в нефтенасыщенную зону 2 осуществляют через перфорированный патрубок 10.

При необходимости проведения других технологических операций (закачку водоизолирующего состава, кислотную обработку или т.п.) колонну труб 6 отсоединяют при помощи автоотцепа 11 от водонефтенабухающего пакера 7 и извлекают из скважины 1. В скважину 1 спускают необходимое технологическое оборудование (не показано) и производят выбранные технологические операции. После чего технологическое оборудование извлекают из скважины 1, спускают колонну труб 6 с пакером 9 (фиг. 1) или без (фиг. 2) до соединения с автооцепом 11 (фиг. 1 или 2) водонефтенабухающего пакера 7 и возобновляют отбор продукции или закачку вытесняющего агента в нефтеннасыщенную зону 2 через перфорированный патрубок 10.

Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на реализацию способа на фиг. 1 и 2 не показаны или показаны условно.

Предлагаемый способ по сравнению с наиболее близким аналогом позволяет сократить примерно в два раза количество операций по вырезанию обсадной колонны, расширению ствола скважины и установки водонефтенабухающего пакера, а времени на реализацию - примерно в 4 раза.

Предлагаемый способ изоляции заколонных перетоков в скважине прост и экономичен за счет вырезания обсадной колонны и изоляции одного интервала заколонных перетоков водонефтенабухающим пакером.

1. Способ изоляции заколонных перетоков в скважине, включающий разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта, вырезание участка обсадной колонны, расширение ствола скважины в вырезанном участке обсадной колонны, сбор компоновки, состоящей из колонны труб с водонабухающим пакером длиной, равной длине вырезанного участка обсадной колонны, установку водонефтенабухающего пакера напротив вырезанного участка обсадной колонны с последующей его изоляцией пакером после технологической выдержки, отличающийся тем, что геофизическими исследованиями определяют выше или ниже нефтенасыщенной зоны происходят заколонные перетоки, в интервале которых производят вырезку участка обсадной колонны, компоновку колонны труб и водонефтенабухающего пакера снабжают дополнительным пакером, устанавливаемым внутри обсадной колонны труб с отсечением нефтенасыщенной зоны, при этом между пакерами располагают перфорированный патрубок, а водонефтенабухающий пакер сверху оснащают автоотцепом.

2. Способ изоляции заколонных перетоков в скважине по п. 1, отличающийся тем, что при расположении вырезанного участка выше нефтенасыщенной зоны водонефтенабухающий пакер применяют в компоновке проходным, а дополнительный пакер – глухим.

3. Способ изоляции заколонных перетоков в скважине по п. 1, отличающийся тем, что при расположении вырезанного участка ниже нефтенасыщенной зоны водонефтенабухающий пакер применяют в компоновке глухим, а дополнительный пакер – проходным.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использована, в частности, при механизированном способе добычи нефти для обработки скважинной жидкости акустическим воздействием.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к методам повышения нефтеотдачи пласта формированием трещин с использованием кислоты. Способ кислотной обработки призабойной зоны кустовой скважины включает отбор в кусту скважин пары добывающих скважин, расположенных рядом, с обводненностью продукции не более 30 %.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слабопроницаемого пласта нефтяной залежи с использованием вертикальных трещин гидравлического разрыва пласта - ГРП и многостадийного гидравлического разрыва пласта - МГРП в целях поддержания пластового давления.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, точнее к ограничению притока воды в добывающие скважины. Порошковая композиция для ограничения водопритоков в добывающих скважинах, содержащая гранулы модифицированного ионизирующим излучением гидролизованного полиакриламида и соль трехвалентного металла, представляет собой однородную смесь гранул размером 0.05-2 мм и текучесть не менее 20% от объемной текучести кварцевого песка, причем композиция содержит, мас.%: гранулы основного сульфата хрома 1-5 и гранулы полиакриламида, модифицированного ионизирующим излучением дозой 1-12 кГр в составе композиции, - остальное.

Изобретение относится к композиции и способам для разжижения замедленного действия в отношении гелей вязкоупругих поверхностно-активных веществ внутри подземных пластов.

Изобретение относится к композициям и способам с использованием замедленного разжижения текучих сред, применяемым в обработке подземной формации. Композиция, содержащая водную текучую среду, вязкоупругое поверхностно-активное вещество - ПАВ и по меньшей мере одно разжижающее соединение - гидрофобно-модифицированный набухающий в щелочных условиях эмульсионный полимер, образованный из полимеризационной смеси, содержащей приблизительно 10-75 вес.% кислотного мономера или его соли, приблизительно 10-75 вес.% неионогенного мономера или его соли и приблизительно 0,1-25 вес.% компонентов ассоциативного мономера или его солей, все на основе общего веса смеси мономеров.

Изобретение относится к разработке месторождений углеводородов и, в частности, к разработке месторождений с использованием физики нефтяного пласта, а также гидромеханики и экспериментальной физики при исследованиях характера движения жидкостей через пористые среды.

Изобретение относится к обработке нефтяных и газовых скважин. Композиция для применения в скважинных операциях в нефтяной и газовой скважине, содержащая A.

Настоящее изобретение относится, в целом, к композициям и способам для удаления жидкости, содержащей сырую нефть или природный газ, из скважин, стволов скважин и трубопроводов во время добычи и транспортировки нефти и газа.
Изобретение относится к применению по меньшей мере одного этоксилированного неионного поверхностно-активного вещества - ЭНПАВ, выбранного из соединений приведенной формулы, в качестве ингибитора для ингибирования явлений удержания анионных ПАВ в нефтеносном пласте, в частности, в карбонатном или глинистом пласте.

Группа изобретений относится к системе заканчивания скаважин, способу проверки для проверки изоляции зоны. Способ мониторинга для мониторинга состояния скважины.

Пакер // 2713041
Изобретение относится к пакерам. Техническим результатом является упрощение конструкции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных пластов со слабосцементированными породами. Cпособ включает заканчивание скважины после бурения, спуск фильтров и применение набухающих пакеров.

Группа изобретений относится к скважинной колонне для бурения в скважине через зону низкого давления в пласте, скважинной системе для бурения в скважине через зону низкого давления в пласте, скважинному способу для бурения в скважине через зону низкого давления в пласте.

Изобретение относится к дробящему механизму для растворимого уплотнительного устройства, содержащего один или более слоев стекла. Разрушающий механизм содержит муфту, выполненную с возможностью поддержания одного или более слоев стекла посредством гидравлической жидкости.

Группа изобретений относится к скважинному затрубному барьеру, системе скважинного затрубного барьера. Техническим результатом является создание улучшенного затрубного барьера.

Изобретение относится к пакерам чашечным. Технический результат заключается в обеспечении отсутствия шлама внутри чашек, что приводит к возможности многоразового использования предлагаемого устройства за один спуск обсадной колонны.

Изобретение относится к оборудованию для проведения селективной обработки пластов. Техническим результатом является обеспечение возможности доведения рабочей жидкости до обрабатываемого интервала на циркуляции.

Группа изобретений относится к пакерам. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей путем комплектации пакера узлами непосредственно перед установкой.

Группа изобретений относится к скважинному инструменту, оснащенному элементом, содержащим химически активный металл, а также к вариантам бурения скважин с использованием такого инструмента.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат – повышение эффективности способа за счет его упрощения. Способ включает спуск и герметичную посадку в эксплуатационной колонне выше продуктивного пласта пакера с патрубком, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия со спускаемым с устья ниппелем. Спуск в скважину на штангах штангового глубинного насоса – ШГН с замком на цилиндре до герметичного взаимодействия с замковой опорой. Отбор продукции пласта. Перед спуском патрубок пакера оснащают замковой опорой и направляющим конусом сверху. Ниппель оснащают замком под замковую опору. При этом ШГН спускают в эксплуатационную колонну после технологической выдержки рабочего агента в пласте и излечения лифтовых труб. ШГН применяют в виде вставного штангового насоса с цилиндром заданного диаметра, размещенным на патрубке, связанном с обсадной колонной и обеспечивающем расширение функциональных возможностей. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к способу изоляции заколонных перетоков в скважине. Техническим результатом является снижение трудоемкости. Способ изоляции заколонных перетоков в скважине включает разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта, вырезание участка обсадной колонны, расширение ствола скважины в вырезанном участке обсадной колонны, сбор компоновки, состоящей из колонны труб с водонабухающим пакером длиной, равной длине вырезанного участка обсадной колонны, установку водонефтенабухающего пакера напротив вырезанного участка обсадной колонны с последующей его изоляцией пакером после технологической выдержки. Геофизическими исследованиями определяют, выше или ниже нефтенасыщенной зоны происходят заколонные перетоки. В интервале перетоков производят вырезку участка обсадной колонны. Компоновку колонны труб и водонефтенабухающего пакера снабжают дополнительным пакером, устанавливаемым внутри обсадной колонны труб с отсечением нефтенасыщенной зоны. Между пакерами располагают перфорированный патрубок. Водонефтенабухающий пакер сверху оснащают автоотцепом. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх