Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В СКВАЖИНЕ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах, обводненных пластовыми водами с подъемом газоводяного контакта (ГВК) выше середины интервала перфорации.

На месторождениях Западной Сибири изоляцию притока пластовых вод проводят в основном закачиванием в обводненный участок водоизолирующей композиции и закреплением ее в продуктивном пласте, устанавливаемым в стволе скважины цементным мостом. При этом в случае наличия над обводненной частью продуктивного пласта, высокопроницаемого газонасыщенного интервала, высока вероятность проникновения водоизолирующей композиции и цементного раствора в высокопроницаемый необводненный газонасыщенный интервал, а не в обводнившуюся часть продуктивного пласта. Нередко для исключения этого нежелательного обстоятельства высокопроницаемый необводненный газонасыщенный интервал отсекается от обводившейся части продуктивного пласта изоляционными пакерами. Однако в случае перекрытия нижних отверстий интервала перфорации пластовыми водами устанавливать изоляционный пакер в интервале перфорации нецелесообразно, так как он не обеспечит герметичность перекрытия эксплуатационной колонны и не сможет зафиксироваться в колонне в этом интервале.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть продуктивного пласта тампонажного раствора под давлением (Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин. А.Д.Амиров и др. - М: Недра, 1979. - С.238-241).

Недостатком этого способа является загрязнение высокопроницаемого необводненного газонасыщенного интервала продуктивного пласта тампонажным раствором при проведении водоизоляционных работ.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности и эффективности изоляции притока пластовых вод.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в повышении эффективности изоляции притока пластовых вод.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в способе изоляции притока пластовых вод в скважине, обводненной пластовыми водами с подъемом газоводяного контакта (ГВК) выше середины интервала перфорации, после глушения скважины и извлечения из нее лифтовой колонны в интервале перфорации необводнившейся части продуктивного пласта устанавливают ремонтный пластырь, в интервал обводнившейся части продуктивного пласта через нижние перфорационные отверстия закачивают под давлением водоизоляционную композицию, например гель, с созданием в глубине обводнившейся части продуктивного пласта водоизоляционного экрана, докрепляют водоизоляционный экран закачиванием через нижние перфорационные отверстия пластифицированного с повышенной растекаемостью и проникающей способностью цементного раствора, в стволе скважины в интервале обводнившейся части продуктивного пласта устанавливают цементный мост из цементного раствора нормальной плотности, перекрывающего нижние перфорационные отверстия, после ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) и испытания цементного моста на прочность и герметичность проводят повторную перфорацию необводнившейся части продуктивного пласта, перекрытого пластырем, в наиболее эффективной газонасыщенной части разреза, в скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации спускают лифтовую колонну и осваивают скважину.

На фиг.1 представлена конструкция скважины, обводненной пластовыми водами с подъемом ГВК выше середины интервала перфорации.

На фиг.2-5 представлена схема реализации предлагаемого способа изоляции притока пластовых вод.

Способ реализуется в заглушенной скважине (фиг.1), имеющей эксплуатационную 1 и лифтовую 2 колонны, обводненной пластовыми водами с подъемом ГВК 3 выше середины интервала перфорации 4.

Реализация способа осуществляется следующим образом.

Перед проведением ремонтных работ (фиг.2) из скважины извлекают лифтовую колонну 2. После извлечения лифтовой колонны 2 в интервале перфорации 4 необводнившейся части 5 продуктивного пласта устанавливают ремонтный пластырь 6.

В интервал (фиг.3) обводнившейся части 7 продуктивного пласта через существующие нижние отверстия интервала перфорации 4 закачивают под давлением водоизоляционную композицию 8, например гель, с созданием в глубине обводнившейся части 7 продуктивного пласта водоизоляционного экрана 9. В практике нефтегазовой промышленности в качестве водоизоляционных композиций могут использоваться, например, составы, описанные в книге (Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин. А.Д.Амиров и др. - М.: Недра, 1979. - С.238-241) и другие составы, приведенные в книгах (Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. И.И.Клещенко и др. - М.: Недра, 1998. - 267 с.; Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы. В.Г.Уметбаев и др. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000, 424с.; Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов. Ю.М.Басарыгин и др. - Крансодар: Сов. Кубань, 2002, 584 с.; Гасумов Р.А., Нерсесов С.В., Мосиенко В.Г. Технология изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах. Обз. Информ. Сер.: разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 2005, 107 с.).

Помимо этого известны следующие водоизоляционные композиции:

- модификатор (113-63 или 113-65) + этилсиликат (ЭТС-40 или ЭТС-16) + гидрофобная кремнийорганическая жидкость (ГЖК);

- этилсиликат (ЭТС-40 или ЭТС-16) + синтетическая виноградная кислота (СВК) + хлорид кальция (CaCl₂);

- поливиниловый спирт (ПВС) + гидрофобная кремнийорганическая жидкость (ГКЖ).

Известны также гелеобразующие водоизоляционные композиции, например, силикатный гель-гелеобразующая основа+хлорид кальция (CaCl₂) + соляная кислота (HCl) + сульфат аммония (NH₄)₂SO₄ или полимерный гель-гелеобразующая основа + полиакриламит (ПАА).

Затем водоизоляционный экран 9 докрепляют пластифицированным цементным раствором 10 с повышенной растекаемостью и проникающей способностью путем его закачивания через нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 4. Под пластифицированным тампонажным цементным раствором понимается цементный раствор, содержащий пластифицирующую добавку, составляющую, например, 1,0-3,0% от массы цемента (см., например, http://www.emaco-spb.ru/glenium_sky_591). Такие пластифицированные тампонажные цементные растворы обладают повышенной растекаемостью и проникающей способностью. Из уровня техники (см., например, www.dobi.oglib.ru/bgl/2684/303.html) известно, что повышенная растекаемость и проникающая способность тампонажного цементного состава характеризуется пластической вязкостью. Повышенная растекаемость и проникающая способность характерна для тампонажных цементных растворов, вязкость которых приближается к вязкости воды. Пластическая вязкость пластифицированного тампонажного цементного раствора составляет 30-50 Сп. Отсутствие твердой фазы также обуславливает высокую повышенную растекаемость и проникающую способность раствора и хорошую фильтруемость в пористой среде.

В стволе скважины (фиг.4) в интервале обводнившейся части 7 продуктивного пласта устанавливают цементный мост 11 из цементного раствора нормальной плотности, перекрывающего нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 4. Под тампонажным цементом нормальной плотности понимается тампонажный цементный раствор плотностью 1750-1950 кг/м³ (см., например, http://www.ng-burenie.ru/reastab.php), например, ПТЦ-1-50 - 60%, вода - 40%.

После ОЗЦ (фиг.5) и испытания цементного моста 11 на прочность и герметичность проводят повторную перфорацию верхней части существующего интервала перфорации 4 необводнившейся части 5 продуктивного пласта, перекрытого ремонтным пластырем 6, в наиболее эффективной газонасыщенной необводненной 5 части разреза продуктивного пласта, определенного по результатам геофизических исследований, с образованием нового интервала перфорации 12.

В скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации 12 спускают лифтовую колонну 2 и осваивают скважину, отрабатывают скважину на факел до выхода на рабочий режим и вводят ее в эксплуатацию.

Предлагаемый способ изоляции притока пластовых вод в скважинах позволяет проводить ремонтно-изоляционные работы обводнений части пласта без загрязнения высокопроницаемой необводненной газонасыщенной части продуктивного пласта за счет перекрытия ее ремонтным пластырем.

В известных технических решениях по изоляции скважин от притока пластовых вод при подъеме ГВК при закачке водоизоляционной композиции в скважину происходит проникновение водоизоляционной композиции в необводненный газонасыщенный участок продуктивного пласта, т.к. в газонасыщенном участке гидравлические сопротивления движению композиции через поры пласта меньше, чем при ее движении через поры пласта в обводненном участке, поскольку эти поры в процессе обводнения залежи заняты водой и создают препятствия для попадания в них закачиваемой композиции.

В результате водоизоляционный экран будет создан в необводненной части пласта, выше обводненной части скважины, а пластовая вода будет продолжать свое движение по пласту в скважину, минуя водоизоляционный экран, и произойдет дальнейшее обводнение скважины в дренированной зоне.

В заявляемом изобретении при закачке водоизоляционной композиции дренируемая часть пласта надежно перекрыта ремонтным пластырем, размещенным в необводненной части скважины, а водоизоляционная композиция будет поступать в обводненную часть скважины, создавая водоизоляционный экран. Этим обусловлена высокая эффективность водоизоляции притока пластовых вод в скважину.

Примеры осуществления заявленного способа

Пример 1.

Способ реализуется в заглушенной скважине, имеющей эксплуатационную 1 (диаметр 219) и лифтовую 2 колонны (диаметр 168), обводненной пластовыми водами с подъемом ГВК 3 выше середины интервала перфорации 4.

Из скважины извлекают лифтовую колонну 2. После извлечения лифтовой колонны 2 в интервале перфорации 4 необводнившейся части 5 продуктивного пласта устанавливают ремонтный пластырь 6 марки Дорн-219.

В интервал обводнившейся части 7 продуктивного пласта через существующие нижние отверстия интервала перфорации 4 закачивают под давлением 5,8 МПа насосом ЦНБ-20 водоизоляционную композицию 8 (модификатор 113-63 или 113-65) + этилсиликат (ЭТС-40 или ЭТС-16 + гидрофобная кремнийорганическая жидкость (ГЖК), с созданием в глубине обводнившейся части 7 продуктивного пласта водоизоляционного экрана 9.

Затем водоизоляционный экран 9 докрепляют пластифицированным тампонажным цементным раствором 10 с повышенной растекаемостью и проникающей способностью (ПТЦ-1-50 - 60 мас.% + Мк-85 - 40 мас.% (микрокремнезем конденсированный) + водный раствор хлорида кальция CaCl₂ - 150 мас.% (плотностью 1065 кг/м³) + СП-1 - 2 мас.% (суперпластификатор) + 250 EXR - 0,8 мас.% (натросол для понижения водоотдачи) путем его закачивания через нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 4.

В стволе скважины в интервале обводнившейся части 7 продуктивного пласта устанавливают цементный мост 11 из цементного раствора нормальной плотности, перекрывающего нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 4. Под тампонажным цементом нормальной плотности понимается тампонажный цементный раствор ПТЦ-1-50 - 60%, вода - 40%, плотностью 1750-1950 кг/м³.

После ОЗЦ и испытания цементного моста 11 на прочность и герметичность проводят повторную перфорацию верхней части существующего интервала перфорации 4 необводнившейся части 5 продуктивного пласта, перекрытого ремонтным пластырем 6, в наиболее эффективной газонасыщенной необводненной 5 части разреза продуктивного пласта, определенного по результатам геофизических исследований, с образованием нового интервала перфорации 12. Перфорацию проводят перфоратором ПКС-80.

В скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации 12 спускают лифтовую колонну 2 и осваивают скважину, отрабатывают скважину на факел до выхода на рабочий режим и вводят ее в эксплуатацию.

Пример 2.

Способ реализуется в заглушенной скважине, имеющей эксплуатационную 1 (диаметр 168) и лифтовую 2 колонны (диаметр 114), обводненной пластовыми водами с подъемом ГВК 3 выше середины интервала перфорации 4.

Из скважины извлекают лифтовую колонну 2. После извлечения лифтовой колонны 2 в интервале перфорации 4 необводнившейся части 5 продуктивного пласта устанавливают ремонтный пластырь 6 марки Дорн-168.

В интервал обводнившейся части 7 продуктивного пласта через существующие нижние отверстия интервала перфорации 4 закачивают под давлением 5,6 МПа насосом ЦФС 160 водоизоляционную композицию 8 (этилсиликат (ЭТС-40 или ЭТС-16) + синтетическая кислота (СВК) + хлорид кальция (CaCl₂) с созданием в глубине обводнившейся части 7 продуктивного пласта водоизоляционного экрана 9.

Затем водоизоляционный экран 9 докрепляют пластифицированным тампонажным цементным раствором 10 с повышенной растекаемостью и проникающей способностью ((ПТЦ-1-50 - 60 мас.% + Мк-85 - 40 мас.% (микрокремнезем конденсированный) + водный раствор хлорида кальция CaCl₂ - 150 мас.% (плотностью 1065 кг/м³) + СП-1 - 2 мас.% (суперпластификатор) + полипропиленовые волокна + Ф-1 - 0,04 мас.% + 250 EXR - 0,8 мас.% (натросол для понижения водоотдачи) путем его закачивания через нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 4.

В стволе скважины в интервале обводнившейся части 7 продуктивного пласта устанавливают цементный мост 11 из цементного раствора нормальной плотности, перекрывающего нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 4. Под тампонажным цементом нормальной плотности понимается тампонажный цементный раствор ПТЦ-1-50 - 60%, вода - 40%, плотностью 1750-1950 кг/м³.

После ОЗЦ и испытания цементного моста 11 на прочность и герметичность проводят повторную перфорацию верхней части существующего интервала перфорации 4 необводнившейся части 5 продуктивного пласта, перекрытого ремонтным пластырем 6, в наиболее эффективной газонасыщенной необводненной 5 части разреза продуктивного пласта, определенного по результатам геофизических исследований, с образованием нового интервала перфорации 12. Перфорацию проводят перфоратором PI-2906 Омега или ЗПКТ-73 ГП.

В скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации 12 спускают лифтовую колонну 2 и осваивают скважину, отрабатывают скважину на факел до выхода на рабочий режим и вводят ее в эксплуатацию.

Пример 3.

Способ реализуется в заглушенной скважине, имеющей эксплуатационную 1 (диаметр 146) и лифтовую 2 колонны (диаметр 73), обводненной пластовыми водами с подъемом ГВК 3 выше середины интервала перфорации 4.

Из скважины извлекают лифтовую колонну 2. После извлечения лифтовой колонны 2 в интервале перфорации 4 необводнившейся части 5 продуктивного пласта устанавливают ремонтный пластырь 6, марки Дорн-146.

В интервал обводнившейся части 7 продуктивного пласта через существующие нижние отверстия интервала перфорации 4 закачивают под давлением 5,5 МПа насосом ЦНБ-250 водоизоляционную композицию 8 (модификатор 113-63 или 113-65) + этилсиликат (ЭТС-40 или ЭТС-16 + гидрофобная кремнийорганическая жидкость (ГЖК)), с созданием в глубине обводнившейся части 7 продуктивного пласта водоизоляционного экрана 9.

Затем водоизоляционный экран 9 докрепляют пластифицированным тампонажным цементным раствором 10 с повышенной растекаемостью и проникающей способностью (ПТЦ-1-50 - 98 мас.% + Мк-85 - 2 мас.% (микрокремнезем конденсированный) + вода 55 мас.% + Окзил - 04 мас.% (пластификатор) + 250 EXR - 0,8 мас.% (натросол для понижения водоотдачи) путем его закачивания через нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 4.

В стволе скважины в интервале обводнившейся части 7 продуктивного пласта устанавливают цементный мост 11 из цементного раствора нормальной плотности, перекрывающего нижние перфорационные отверстия интервала перфорации 4. Под тампонажным цементом нормальной плотности понимается тампонажный цементный раствор ПТЦ-1-50 - 60%, вода - 40%, плотностью 1750-1950 кг/м³.

После ОЗЦ и испытания цементного моста 11 на прочность и герметичность проводят повторную перфорацию верхней части существующего интервала перфорации 4 необводнившейся части 5 продуктивного пласта, перекрытого ремонтным пластырем 6, в наиболее эффективной газонасыщенной необводненной 5 части разреза продуктивного пласта, определенного по результатам геофизических исследований, с образованием нового интервала перфорации 12. Перфорацию проводят перфоратором ПРК 42С.

В скважину до глубины верхних отверстий нового интервала перфорации 12 спускают лифтовую колонну 2 и осваивают скважину, отрабатывают скважину на факел до выхода на рабочий режим и вводят ее в эксплуатацию.