Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах

Авторы патента:

Трифонов Андрей Владимирович (RU)

Леонтьев Дмитрий Сергеевич (RU)

E21B33/138 - глинизация стенок скважины, закачивание цемента в поры и трещины породы

Владельцы патента RU 2774251:

Леонтьев Дмитрий Сергеевич (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ликвидации заколонной циркуляции пластовой воды в нефтяных скважинах. Техническим результатом является обеспечение надежного барьера поступления пластовых вод по заколонному пространству между обсадной колонной и горными породами. Предложенный способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах включает следующие этапы: глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, проведение комплекса работ по исследованию источника обводненности скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и закачку пачки высоковязкого раствора от забоя до верхних перфорационных отверстий; после подъема НКТ дополнительно спускают и устанавливают в интервале верхних перфорационных отверстий пакер-пробку; после этого на бурильных трубах в скважину спускают щелевой перфоратор и проводят резку обсадной колонны и цементного камня в интервале водоносного горизонта с созданием щелевых каналов; после подъема перфоратора спускают колонну НКТ с пакером и осуществляют закачку тампонажного состава в щелевые каналы с продавкой его в водоносный горизонт; после проведения ремонтно-изоляционных работ и подъема НКТ с пакером скважину оставляют на период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ); после этого спускают бурильные трубы с фрезой и проводят разбуривание пакера-пробки с вымывом металлической стружки, а также вязкоупругого состава на поверхность; далее в скважину спускают обсадную колонну меньшего диаметра, цементируют и оставляют на ОЗЦ. 7 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ликвидации заколонной циркуляции пластовой воды в нефтяных скважинах.

Поступление воды из других горизонтов по негерметичному заколонному пространству приводит к резкому увеличению обводненности добываемой продукции, снижению производительности добывающей скважины по нефти и отражается на конечной нефтеотдаче пластов из-за возможного оттока нефти из призабойной зоны скважины. Нередко приток воды в несколько раз превышает приток углеводородной жидкости из продуктивного пласта.

В настоящее время существует множество способов проведения работ по устранению заколонных перетоков пластовых вод, имеющих те или иные достоинства и недостатки.

Известен способ изоляции заколонных перетоков [Патент РФ №2136878] путем закачки в продуктивный пласт состава, содержащего, мас. %: анионный полиакриламид 0,5-2,0, конденсированная сульфит-спиртовая барда или лигносульфонат 0,75-1,5, древесная мука 1,0-4,0, бихромат натрия или калия 0,02-0,05, силикат натрия 2,0-8,0, вода - остальное (1).

Недостатком известного способа является временный характер изоляции вследствие растворимости полиакриламида в пластовых водах.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ изоляции заколонной циркуляции из вышерасположенного неперфорированного водоносного слоя в нижерасположенный перфорированный нефтеносный слой [Патент РФ №2584256]. 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. Нефтеносный слой блокируют 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 слои, осуществляют тампонирование вырезанного участка с использованием пакер. Затем 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.

Недостатком указанного способа является сложность выполнения работ, связанных с вырезанием отдельного участка эксплуатационной колонны и его обработка.

Задача предлагаемого изобретения состоит в обеспечении качественной ликвидации заколонных перетоков пластовых вод из вышерасположенных водоносных горизонтов в нижерасположенный перфорированный продуктивный пласт в нефтедобывающих скважинах.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в создании надежного барьера поступления пластовых вод по заколонному пространству между обсадной колонной и горными породами.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах включает глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, проведение комплекса работ по исследованию источника обводненности скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и закачки пачки высоковязкого раствора от забоя до верхних перфорационных отверстий. После подъема НКТ дополнительно спускают и устанавливают в интервале верхних перфорационных отверстий пакер-пробку. После этого на бурильных трубах в скважину спускают щелевой перфоратор и проводят резку обсадной колонны и цементного камня в интервале водоносного горизонта с созданием щелевых каналов. После подъема перфоратора спускают колонну НКТ с пакером и осуществляют закачку тампонажного состава в щелевые каналы с продавкой его в водоносный горизонт. После проведения ремонтно-изоляционных работ и подъема НКТ с пакером скважину оставляют на период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). После этого спускают бурильные трубы с фрезой и проводят разбуривание пакер-пробки с вымывом металлической стружки, а также вязкоупругого состава на поверхность. Далее в скважину спускают обсадную колонну меньшего диаметра, цементируют и оставляют на ОЗЦ. В заключение скважину реперфорируют в интервале продуктивного пласта, осваивают и выводят на режим.

На фиг. 1-7 представлены схемы реализации способа.

Способ осуществляют следующим образом.

Скважину 1, обводнившуюся по причине заколонных перетоков из вышерасположенного водоносного горизонта 2 относительно продуктивного пласта 3, останавливают, глушат жидкостью глушения с определенной плотностью для создания необходимого противодавления на продуктивный пласт 3 с целью предотвращения газонефтеводопроявлений в процессе проведения ремонтно-изоляционных работ.

Извлекают внутрискважинное оборудование 4 и проводят комплекс работ по исследованию источника обводненности скважины 1 (фиг. 1).

В случае, если пластовая вода поступает из водоносного горизонта 2, расположенного выше продуктивного пласта 3, в скважину 1 спускают колонну НКТ 5 и закачивают пачку высоковязкого раствора 6 от забоя 7 до верхних перфорационных отверстий 8 (фиг. 2).

В качестве вязкоупругого состава рекомендуется состав для глушения нефтяных и газовых скважин [Патент РФ №2601708. Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин / Леонтьев Д.С., Кустышев А.В., Клещенко И.И. и др.], содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер, утяжелитель, флоккулянт и воду при следующем соотношении компонентов, %:

Торф	5-7
Калийсодержащий щелочной модификатор	0,5-1,5
Хлористый калий	1-3
Полимер КМЦ	0,8-1,5
Пеногаситель МАС-200М	1-3
Утяжелитель	10-50
Вода	Остальное

Приподнимают колонну НКТ 5 и дополнительно спускают и устанавливают пакер-пробку 9 в интервале верхних перфорационных отверстий 8 (фиг. 3).

После этого на бурильных трубах 10 в скважину 1 спускают щелевой перфоратор 11 и проводят резку обсадной колонны и цементного камня в интервале водоносного горизонта 2 с созданием щелевых каналов 12 (фиг. 4).

После этого приподнимают перфоратор 11, спускают колонну НКТ с пакером и проводят закачку тампонажного состава в щелевые каналы 12 с продавкой состава в водоносный горизонт 2 (фиг. 5).

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.

После проведения ремонтно-изоляционных работ и подъема НКТ с пакером скважину 1 оставляют на ОЗЦ.

Затем спускают бурильные трубы с фрезой 13 и проводят разбуривание пакер-пробки 9 с вымывом металлической стружки, а также вязкоупругого состава 6 на поверхность (фиг. 6).

Далее в скважину 1 спускают обсадную колонну меньшего диаметра 14 в интервал от забоя 7 до кровли водоносного горизонта 2, цементируют и оставляют на ОЗЦ (фиг. 7).

В заключение скважину 1 реперфорируют в интервале продуктивного пласта 3, осваивают и выводят на режим.

ПОЯСНЕНИЯ К РИСУНКАМ

1 - Скважина

2 - Водоносный горизонт

3 - Продуктивный пласт

4 - Внутрискважинное оборудование

5 - Колонна НКТ

6 - Пачка ВУС

7 - Забой скважины

8 - Перфорационные отверстия

9 - Пакер-пробка

10 - Бурильные трубы

11 - Перфоратор

12 – Щелевые каналы

13 – Фреза

14 - Обсадная колонна меньшего диаметра

Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах, отличающийся тем, что включает глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, проведение комплекса работ по исследованию источника обводненности скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и закачку пачки высоковязкого раствора от забоя до верхних перфорационных отверстий; после подъема НКТ дополнительно спускают и устанавливают в интервале верхних перфорационных отверстий пакер-пробку; после этого на бурильных трубах в скважину спускают щелевой перфоратор и проводят резку обсадной колонны и цементного камня в интервале водоносного горизонта с созданием щелевых каналов; после подъема перфоратора спускают колонну НКТ с пакером и осуществляют закачку тампонажного состава в щелевые каналы с продавкой его в водоносный горизонт; после проведения ремонтно-изоляционных работ и подъема НКТ с пакером скважину оставляют на период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ); после этого спускают бурильные трубы с фрезой и проводят разбуривание пакера-пробки с вымывом металлической стружки, а также вязкоупругого состава на поверхность; далее в скважину спускают обсадную колонну меньшего диаметра, цементируют и оставляют на ОЗЦ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - образование геля внутри пласта с заданными физико-химическими характеристиками и временем образования геля.

Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины // 2772069

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу проведения водоизоляционных работ в скважине при разработке нефтяной залежи, подстилаемой водой. Технический результат - повышение эффективности изоляции воды в призабойной зоне добывающих нефть скважин с одновременным снижением трудоемкости и продолжительности проведения водоизоляционных работ.

Отведение жидкостей при низких температурах в операциях по заканчиванию скважин с использованием природного минерального соединения // 2771651

Группа изобретений относится к обрабатывающим жидкостям и способам использования в углеводородных резервуарах и, в частности, к использованию разлагающихся добавок в обрабатывающих жидкостях. Способ перекрытия отверстия в подземном пласте включает ввод обрабатывающей жидкости, содержащей несущую жидкость и зернистый лангбейнитный материал, в подземный пласт.

Способ крепления призабойной зоны продуктивности пласта газовых скважин // 2769942

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин. Способ характеризуется тем, что предварительно на устье производят обвязку трубного пространства скважины с источником инертного газа, а затрубного пространства с аэрозольным генератором потока.

Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин // 2768569

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в зонах поглощения при бурении скважин. Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин включает остановку бурения после вскрытия зоны поглощения, не позволяющей дальнейшее углубление скважины, промывку скважины с расходом жидкости, достаточным для вымыва породы из зоны поглощения, введение в зону поглощения кольматирующего состава в виде тампонирующего раствора с кольматирующим наполнителем с учетом давления закачки.

Комбинация для контроля фильтрации и миграции газа // 2764627

Изобретение относится к области добычи нефти, более точно оно относится к агентам, обеспечивающим эффект контроля фильтрации и миграции жидкостей и газов во флюиды, закачиваемые под давлением в подземные формации. Применение в качестве агента контроля фильтрации и/или миграции газов во флюиде (F), закачиваемом под давлением в подземную формацию, причем указанный флюид (F) содержит твердые частицы (p) и/или вступает в контакт с твердыми частицами (p) в нефтеносной породе после его закачки, комбинации, содержащей блок–сополимер (P) и частицы, способные обеспечить эффект барьера для газа.

Тампонажный состав // 2761396

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в газовых, газоконденсатных и нефтяных скважинах. Тампонажный состав содержит тампонажный портландцемент бездобавочный высокой сульфатостойкости ПЦТ I-G-CC-1, кварц молотый пылевидный марки «Б», золу-уноса ЗУ КУК-Б-3, микрокремнезем конденсированный МК-85, пластификатор на основе поликарбоксилатных полимеров WellFix Р-100, хлорид кальция, алюминиевую пудру ПАП-1, Неонол АФ 9-4, гидроксиэтилцеллюлозу Натросол 250 KR, 18%-ный раствор хлорида натрия.

Тампонажный портландцементный состав // 2761317

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Тампонажный портландцементный состав характеризуется тем, что содержит смесь сухих компонентов - тампонажного портландцемента бездобавочного высокой сульфатостойкости ПЦТ I-G-CC-1, кварца молотого пылевидного марки «Б», золы-уноса ЗУ КУК-Б-3, микрокремнезема конденсированного МК-85, и добавки, включающей пластификатор карбоксилатного типа EasyFLOW PC, хлорид кальция, 18%-ный раствор хлорида натрия.

Тампонажный материал // 2760860

Изобретение относится к составу тампонажных цементов и может быть использовано при цементировании глубоких скважин на месторождениях, имеющих активные пластовые воды и тенденции к заколонным циркуляциям воды. Тампонажный материал включает 99,0-99,5 мас.

Способ снижения обводненности скважин и ликвидации внутрипластовых и межпластовых перетоков воды // 2759301

Изобретение относится к области эластомерных материалов, в частности к области эластомерных материалов, применяемых в нефтедобыче для изоляции пластов и снижения обводненности нефтяных и газоконденсатных скважин. Способ, в котором осуществляют закачку в пласт под давлением тампонирующей смеси, содержащей мелкодисперсную водонабухающую резиновую фракцию.

Способ водоизоляционных работ в скважине // 2774884

Изобретение относится к микробиологическим способам ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в скважине в карбонатных коллекторах верейских и башкирских отложений. Техническим результатом являются повышение эффективности изоляции водопритока в скважине с карбонатными пластами, повышение срока действия изоляционного экрана, повышение межремонтного периода работы скважины, расширение технологических возможностей способа. Способ водоизоляционных работ в скважине включает закачку в пласт раствора, содержащего бактерии вида Bacillus и воду. Предварительно определяют водопроявляющий интервал пласта и обводненность добываемой продукции скважины. Выбирают добывающую скважину башкирского, или верейского, или верей-башкирского горизонта с обводненностью продукции от 70 % и выше. В качестве бактерий вида Bacillus используют бактерии Bacillus subtilis ВКМ В-2250Д. Перед закачкой активируют бактерии Bacillus subtilis ВКМ В-2250Д перемешиванием с водой в течение 3,9 ч при 37 °С, при массовом соотношении 0,1 т бактерий к 0,05 т воды. Производят последовательную закачку в добывающую скважину цементного раствора, 55 %-ного водного раствора лактата кальция и активированного раствора бактерий Bacillus subtilis ВКМ В-2250Д. Цементный раствор закачивают при соотношении компонентов, мас. %: цемент - 26, песок - 34, вода – остальное. Массовое соотношение цементного раствора, 55 %-ного водного раствора лактата кальция и активированного раствора бактерий Bacillus subtilis ВКМ В-2250Д составляет соответственно 0,11-0,28 т : 0,18-0,25 т : 0,19-0,21 т на 1 м водопроявляющего интервала пласта. Закачивание 55 %-ного водного раствора лактата кальция осуществляют после продавливания цементного раствора в водоносный пласт, а закачивание активированного раствора бактерий Bacillus subtilis ВКМ В-2250Д после продавливания 55 %-ного водного раствора лактата кальция. Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 10 до 20 ч, после чего производят освоение добывающей скважины. 1 табл.