Способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине

Изобретение относится к газовой промышленности и предназначено для ограничения и ликвидации притока подошвенных вод в газодобывающих скважинах. Техническим результатом является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в газодобывающих скважинах, обводненных по причине формирования конуса подошвенных вод. Способ включает установку поверхностного оборудования для проведения водоизоляционных работ с применением колтюбинга (сверху-вниз): инжектор с направляющей аркой, уплотнительное устройство, верхний райзер, блок противовыбросового оборудования (ПВО), дроссель, нижний райзер, превентор со срезными уплотнительными плашками; через НКТ в скважину спускается гибкая НКТ с коннектором, двумя обратными клапанами, аварийным разъединителем и гидромониторной насадкой до верхних перфорационных отверстий, закрывают клиновые и трубные плашки на блоке ПВО, подается технологическая жидкость через ГНКТ для осуществления промывки забоя скважины, при этом штуцер дросселя должен быть открыт; после осуществления промывки забоя скважины, открывают клиновые и трубные плашки блока ПВО, осуществляют подъем ГНКТ, далее в скважину спускают компоновку на ГНКТ, состоящей из коннектора, надувного пакера, двух обратных клапанов, аварийного разъединителя и воронки с косым срезом до обводнившегося интервала пласта, проводят закачивание водоизоляционной композиции на микроцементной основе с продавкой ее в обводнившую часть продуктивного пласта для создания водоизоляционного экрана и закрепления коллектора; затем в скважине устанавливается микроцементный стакан и компоновка на ГНКТ извлекается на дневную поверхность; скважину оставляют на ожидание затвердевания микроцемента, в дальнейшем скважину реперфорируют, осваивают и выводят на режим. 4 ил.

 

Изобретение относится к газовой промышленности и предназначено для ограничения и ликвидации притока подошвенных вод в газодобывающих скважинах.

При эксплуатации скважин, особенно на завершающей стадии разработки месторождений, по мере снижения пластового давления, в газонасыщенную часть залежи активно внедряются подошвенные воды. Первоначально к забою скважины подошвенная вода начинает подтягиваться в виде водяного конуса, а уже по мере подъема газоводяного контакта (ГВК) подойдет к забою и через перфорационные отверстия начнет поступать в скважину и постепенно скапливаться на забое, с последующим подъемом по стволу, перекрывая интервал перфорации, не давая газу поступать из скважины на поверхность. Таким образом, скважина обводняется, и добыча из нее прекращается.

Одними из основных видов ремонтов скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири, вступающих или вступивших в позднюю стадию разработки, когда происходит падение пластового давления, подъем ГВК, обводнение скважин и разрушение коллектора в прискважинной зоне пласта, которые перекрывают интервал перфорации скважины и препятствует движению углеводородов на дневную поверхность вплоть до полного прекращения добычи, являются ликвидация песчаных пробок и водоизоляционные работы.

В настоящее время существует множество способов проведения водоизоляционных работ, имеющих те или иные достоинства и недостатки.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть 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 недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится.

Известен способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину [Патент РФ № 2451165], включающий перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны с последующим определением пластовых давлений, создание водонепроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем размещения в ней изолирующего материала, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону. Перед вызовом притока пластовых флюидов разобщают интервалы перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спускают дополнительную колонну труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, заполняют всю дополнительную колонну труб изолирующим материалом. Изолирующий материал выбирают с плотностью, обеспечивающей эквивалентность давления столба изолирующего материала и давления в водоносной зоне, а размещение изолирующего материала в водоносной зоне осуществляют втягиванием его при депрессии на продуктивную зону.

Основным недостатком такого способа является то, что в качестве изолирующего материала применяются растворы полиолефинов, например полиэтилена, полипропилена, их сополимеров: полиизопрена, полиизобутилена или их смесей, которые способны растворяться при высоких температурах.

Известен способ изоляции притока пластовых вод в эксплуатационные скважины [Патент РФ 2127807] путем установки пакера в пределах интервала перфорации и закачки по насосно-компрессорным трубам водоизоляционных композиций в обводненную часть пласта, а по затрубному пространству составов, блокирующих поступление изоляционных композиций в продуктивную часть пласта.

Основным недостатком такого способа является сложность контролирования блокирования поступления изоляционных композиций в продуктивную часть пласта, связанная с необходимостью создания определенной репрессии на продуктивный пласт в зоне перфорации выше установки пакера.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод [Патент РФ № 2206733], предусматривающий закачку изоляционных композиций в водонасыщенную часть пласта и составов, блокирующих поступление изоляционных композиций в продуктивную часть пласта. Согласно изобретению в скважину по насосно-компрессорным трубам спускают дополнительные трубы с пакером. Пакер устанавливают в пределах интервала перфорации. Закачку изоляционных композиций и блокирующих составов производят раздельно по насосно-компрессорным трубам и дополнительным трубам. В зависимости от того, снизу или сверху интервала перфорации производят изоляцию пластовых вод, закачку изоляционных композиций осуществляют соответственно по дополнительным трубам или насосно-компрессорным трубам.

Основным недостатком такого способа является сложность выполнения технологических мероприятий, связанных со спуском дополнительных труб с пакером через имеющиеся насосно-компрессорные трубы. В изобретении не уточняется, какого именно действия спускается пакер (механического, гидравлического и т.д.), от чего зависит успешность выполнения операции. Сомнительным является и то, что пакер, спущенный на дополнительных трубах через имеющиеся насосно-компрессорные трубы, способен качественно загерметизировать затрубное пространство между обсадной колонной и дополнительными трубами, так как закачка водоизоляционного состава производится как над пакером (по кольцевому пространств между трубами НКТ и дополнительными трубами), так и под пакером (в дополнительные трубы).

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности проведения водоизоляционных работ в газодобывающих скважинах, обводненных по причине формирования конуса подошвенных вод.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в разработке эффективного способа проведения работ по изоляции водопритока с применением колтюбинга (гибкие трубы или иначе ГНКТ).

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине включает установку поверхностного оборудования для проведения водоизоляционных работ с применением колтюбинга (сверху-вниз): инжектор с направляющей аркой, уплотнительное устройство, верхний райзер, блок противовыбросового оборудования (ПВО), дроссель, нижний райзер, превентор со срезными уплотнительными плашками. Через НКТ в скважину спускается гибкая НКТ с коннектором, двумя обратными клапанами, аварийным разъединителем и гидромониторной насадкой до верхних перфорационных отверстий, закрывают клиновые и трубные плашки на блоке ПВО, подается технологическая жидкость через ГНКТ для осуществления промывки забоя скважины, при этом штуцер дросселя должен быть открыт. После осуществления промывки забоя скважины, открывают клиновые и трубные плашки блока ПВО, осуществляют подъем ГНКТ, далее в скважину спускают компоновку на ГНКТ, состоящей из коннектора, надувного пакера, двух обратных клапанов, аварийного разъединителя и воронки с косым срезом до обводнившегося интервала пласта, проводят закачивание водоизоляционной композиции на микроцементной основе с продавкой ее в обводнившую часть продуктивного пласта для создания водоизоляционного экрана и закрепления коллектора. Затем в скважине устанавливается микроцементный стакан и компоновка на ГНКТ извлекается на дневную поверхность. Скважину оставляют на ожидание затвердевания микроцемента, в дальнейшем скважину реперфорируют, осваивают и выводят на режим.

Способ реализуется следующим образом (фиг. 1, 2, 3, 4).

Способ включает установку поверхностного оборудования для проведения водоизоляционных работ с применением колтюбинга (сверху-вниз): инжектор 1 с направляющей аркой 2, уплотнительное устройство 3 (к примеру, с боковым люком), верхний райзер 4, блок противовыбросового оборудования (ПВО) 5 (к примеру, четырехплашечный превентор), дроссель 6, нижний райзер 7, превентор со срезными уплотнительными плашками 8, который устанавливается непосредственно над фонтанной арматурой 9 газодобывающей скважины (фиг. 1).

Через НКТ 10 в скважину спускается гибкая НКТ (ГНКТ) 11 с коннектором, двумя обратными клапанами, аварийным разъединителем и гидромониторной насадкой (не показано) до верхних перфорационных отверстий 12, закрывают клиновые и трубные плашки на блоке ПВО 5, подается технологическая жидкость через ГНКТ 11 для осуществления промывки забоя скважины, при этом штуцер дросселя 6 должен быть открыт, что и позволяет технологической жидкости прокачиваться по малому затрубному пространству (между НКТ 10 и ГНКТ 11) и через дроссель 6 выходить на дневную поверхность с частицами песка, оседавшего на забое скважины и образовавшего песчаную пробку 13 (фиг. 2).

После осуществления промывки забоя скважины, открывают клиновые и трубные плашки блока ПВО 5, осуществляют подъем ГНКТ 11, после извлечения которой закрывают буферную задвижку 14 фонтанной арматуры 9 газодобывающей скважины. Далее в скважину через НКТ 10 при открытой задвижке 14 спускают компоновку на ГНКТ 11, состоящей из коннектора, надувного пакера 15, двух обратных клапанов и аварийного разъединителя и воронки с косым срезом (или иначе срезного патрубка) (последние три не показаны) до обводнившегося интервала пласта 16. Проводят закачивание водоизоляционной композиции с продавкой ее в пласт 16 (фиг. 3) для закрепления коллектора и образования водоизоляционного экрана 17 (фиг. 4).

При прокачке водоизоляционной композиции надувной пакер 15 раздувается и герметизирует кольцевое пространство между ГНКТ 11 и обсадной колонной 18 скважины.

После проведения работ в скважине устанавливают микроцементный стакан 19 и компоновку на ГНКТ 11 извлекают на дневную поверхность. Далее скважину оставляют на ожидание затвердевание микроцемента, в дальнейшем скважину реперфорируют, осваивают и выводят на режим.

В качестве состава для создания водоизоляционного экрана рекомендуется состав, включающий микродур R-U, полифункциональный модификатор PFM-ISO, суперпластификатор F-10 и воду при водоцементном отношении 0,5 при следующем соотношении компонентов, мас. %: микродур R-U 48,75-49,05, полифункциональный модификатор PFM-ISO 1,0-1,2%, суперпластификатор F-10 0,9-1,3%, вода - остальное [Патент РФ № 2613067. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах / Леонтьев Д.С., Кустышев А.В., Клещенко И.И. и др.].

Взаимное влияние компонентов друг на друга, их синергетическое действие в предложенном составе позволяет за счет реакции и отверждения в пластовых условиях образовывать прочный камнеобразный материал.

ОПИСАНИЕ К РИСУНКАМ

1 - инжектор

2 - направляющая арка

3 - уплотнительное устройство

4 - верхний райзер

5 - блок ПВО

6 - дроссель

7 - нижний райзер

8 - превентор со срезными уплотнительными плашками

9 - фонтанная арматура

10 - НКТ

11 - ГНКТ

12 - перфорационные отверстия

13 - песчаная пробка

14 - буферная задвижка

15 - надувной пакер

16 - пласт

17 - водоизоляционный экран

18 - обсадная колонная

19 - микроцементный стакан.

Способ изоляции конуса подошвенных вод в газодобывающей скважине, отличающийся тем, что включает установку поверхностного оборудования для проведения водоизоляционных работ с применением колтюбинга (сверху-вниз): инжектор с направляющей аркой, уплотнительное устройство, верхний райзер, блок противовыбросового оборудования (ПВО), дроссель, нижний райзер, превентор со срезными уплотнительными плашками; через НКТ в скважину спускается гибкая НКТ с коннектором, двумя обратными клапанами, аварийным разъединителем и гидромониторной насадкой до верхних перфорационных отверстий, закрывают клиновые и трубные плашки на блоке ПВО, подается технологическая жидкость через ГНКТ для осуществления промывки забоя скважины, при этом штуцер дросселя должен быть открыт; после осуществления промывки забоя скважины, открывают клиновые и трубные плашки блока ПВО, осуществляют подъем ГНКТ, далее в скважину спускают компоновку на ГНКТ, состоящей из коннектора, надувного пакера, двух обратных клапанов, аварийного разъединителя и воронки с косым срезом до обводнившегося интервала пласта, проводят закачивание водоизоляционной композиции на микроцементной основе с продавкой ее в обводнившую часть продуктивного пласта для создания водоизоляционного экрана и закрепления коллектора; затем в скважине устанавливается микроцементный стакан и компоновка на ГНКТ извлекается на дневную поверхность; скважину оставляют на ожидание затвердевания микроцемента, в дальнейшем скважину реперфорируют, осваивают и выводят на режим.