СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах с помощью колтюбинговой техники.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку 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, К.А.Карапетов, Ф.Д.Лемберанский и др. - М.: Недра, 1979, - С.238-241].

Недостатком этого способа является невозможность изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах без их глушения, а также неизбежное загрязнение газопроявляющей части пласта из-за попадания в нее тампонажного материла при проведении водоизоляционных работ.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачку в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора [Патент РФ №2127807 Е 21 В 43/32].

Недостатком этого способа является невозможность изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах без их глушения.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в обеспечении возможности изоляции притока пластовых без глушения скважин.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в возможности изоляции притока пластовых вод без глушения скважины с ограничением степени загрязнения газопроявляющей части пласта и обеспечением качественного тампонирования водопроявляющей части пласта.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе изоляции притока пластовых вод, включающем закачку в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания тампонажного раствора в отличие от известного в трубное пространство скважины, находящейся под давлением, спускают до забоя с помощью колтюбинговой установки гибкую трубу, открывают задвижки на трубном и затрубном пространствах, ствол скважины заполняют через нее газовым конденсатом, приготавливают в блоке приготовления тампонажный раствор смешиванием цементного раствора с замедлителем схватывания и реагентом, повышающим текучесть раствора, в объеме, необходимом для ликвидации притока пластовой воды, определяемого расчетным путем по известным методикам в зависимости от геологических параметров пласта по результатам геофизических и газодинамических исследований скважины, закачивают через гибкую трубу буферную жидкость, например метанол, в объеме 0,3-0,6 объема гибкой трубы, закрывают затрубное пространство и закачивают через гибкую трубу тампонажный раствор в необходимом для заполнения ствола скважины в интервале водопроявляющей части пласта количестве, после подъема тампонажного раствора в скважине на заданную высоту закрывают трубное пространство и начинают продавливать тампонажный раствор, находящийся в гибкой трубе, в водопроявляющую часть пласта последовательно закачиваемыми буферной жидкостью и продавочным раствором, например, закачкой вначале метанола, в объеме 1,0-1,3 объема гибкой трубы, и затем газового конденсата, в необходимом объеме, но не более внутреннего объема гибкой трубы, до момента прокачки через гибкую трубу тампонажного раствора в объеме 0,3-0,5 объемов гибкой трубы, после этого открывают трубное и затрубное пространства скважины и одновременно с закачкой в гибкую трубу начинают закачивать газовый конденсат в трубное и затрубное пространства для предотвращения подъема тампонажного раствора в трубном и затрубном пространстве выше интервала водопроявляющей части пласта, после этого приподнимают башмак гибкой трубы на 1 м выше интервала водопроявляющей части пласта, производят срез и вымывание излишков тампонажного раствора газовым конденсатом, подаваемым через гибкую трубу, в трубное пространство и оставление их там в жидком состоянии, после ОЗЦ спускают гибкую трубу до головы цементного стакана и испытывают его на прочность, прикладывая нагрузку инжектором колтюбинговой установки через гибкую трубу усилием 4,0-5,0 кН, затем производят гидравлическую опрессовку цементного моста, после чего гибкую трубу извлекают из скважины.

На чертеже представлена схема реализации данного способа.

Способ реализуется следующим образом.

В скважину, находящуюся под давлением, спускают с помощью колтюбинговой установки 1 через направляющий желоб 2, инжектор 3, блок превенторов 4, фонтанную арматуру 5, лифтовую колонну 6, размещенную внутри эксплуатационной колонны 7 гибкую трубу 8 на глубину на 1 м выше забоя 9. Далее открывают трубное 10 и затрубное 11 пространства скважины (соответственно между гибкой трубой 8 и лифтовой колонной 6; между лифтовой колонной 6 и эксплуатационной колонной 7) и ствол скважины через гибкую трубу 8 заполняют стабильным газовым конденсатом 12, исключающим наличие в нем воды и водных растворов солей (СаСl₂, NaCl), в расчетном объеме. В зимний период закачивают газовый конденсат, подогретый до плюсовой температуры. При отсутствии поглощения конденсата пластом проводят циркуляцию скважины конденсатом до полной дегазации конденсата, но не менее одного цикла. В случае неполучения циркуляции после закачки расчетного объема конденсата закачку его прекращают и приступают к выполнению следующей технологической операции.

Заполнение ствола скважины конденсатом предотвращает прямой контакт тампонажного раствора с газопроявляющей частью пласта 13, снижает степень загрязнения призабойной зоны пласта и замедляет сроки схватывания тампонажного раствора, прокачиваемого через небольшое проходное сечение гибкой трубы 8.

Затем на устье скважины готовят требуемый состав цементного раствора на водной основе плотностью 1700 кг/м³ в необходимом для изоляции водопроявляющей части пласта 14 объеме, определяемого расчетным путем по известным методикам в зависимости от геологических параметров пласта по результатам геофизических и газодинамических исследований скважины. Необходимость прокачки тампонажного раствора через небольшое проходное сечение гибкой трубы 8 с целью недопущения преждевременного схватывания и закупорки ее сечения предъявляет к составу тампонажного раствора определенные требования. Во-первых, прокачиваемый через гибкую трубу 8 тампонажный раствор должен иметь больший, нежели при прокачке его через лифтовую колонну большего диаметра, срок схватывания. Во-вторых, он должен иметь повышенную текучесть. Поэтому в приготовленный цементный раствор добавляют замедлитель схватывания раствора и реагент, повышающий его текучесть. Полученный раствор тщательно перемешивают до получения однородной массы с параметрами: плотность - 1600-1650 кг/м³; вязкость - 40-50 с. Срок схватывания полученного тампонажного раствора из опыта ремонта скважин на Ямбургском месторождении достигает 10 часов.

После приготовления тампонажного раствора открывают задвижки на трубном 10 и затрубном 11 пространствах и в скважину закачивают через гибкую трубу 8 вначале буферную жидкость 15, например метанол, в объеме 0,3-0,6 объема гибкой трубы 8, а затем, после закрытия затрубного пространства 11, - тампонажный раствор 16 в необходимом для заполнения ствола скважины объеме, в интервале водопроявляющей части пласта 14.

Стабильный газовый конденсат 12, находящийся на забое 9, под воздействием закачиваемых в скважину буферной жидкости 15 и тампонажного раствора 16 выдавливается в трубное 10 и затрубное 11 пространства скважины, а часть - в газопроявляющую 13 и в водопроявляющую 14 части пласта.

После подъема тампонажного раствора 16 в кольцевом пространстве между гибкой трубой 8 и эксплуатационной колонной 7 на заданную высоту, перекрывающую интервал водопроявляющей части пласта 14, закрывают трубное пространство 10 и начинают продавливать тампонажный раствор 16 в водопроявляющую часть пласта 14 последовательно закачиваемыми буферной жидкостью 15 и продавочным раствором 17, например, закачкой вначале метанола, в объеме 1,0-1,3 объема гибкой трубы 8, и затем газового конденсата, в необходимом объеме, но не более внутреннего объема гибкой трубы 8.

После прокачки через гибкую трубу 8 тампонажного раствора 16 в объеме, равном 0,3-0,5 объемов гибкой трубы 8 открывают трубное 10 и затрубное 11 пространства скважины и начинают закачивать продавочный раствор 17 (стабильный газовый конденсат) в трубное 10 и затрубное 11 пространства (на малой скорости насосной установки) для предотвращения подъема тампонажного раствора 16 в этих пространствах выше интервала водопроявляющей части пласта 14.

Закачка метанола, в качестве буферной жидкости 15, замедляет сроки схватывания тампонажного раствора 16 и увеличивает его текучесть, а закачка газового конденсата, в качестве продавочного раствора 17, в трубное 10 и затрубное 11 пространства обеспечивает создание гидростатического давления в стволе и предотвращает подъем головы цементного стакана 18, образующегося при закачке тампонажного раствора 16 на забое скважины 9, выше требуемой высоты, необходимой для изоляции притока пластовых вод (в интервале водопроявляющей части пласта 14), замедляет сроки схватывания тампонажного раствора.

Далее приподнимают башмак гибкой трубы 8 на 1 м выше “расчетной” головы цементного стакана 18, образовавшегося при закачке тампонажного раствора 16 на забое скважины 9, производят срез излишков тампонажного раствора 16 стабильным газовым конденсатом, подаваемым через гибкую трубу 8, до требуемой высоты головы цементного стакана 18 (верхнего уровня водопроявляющей части пласта 14) и вымывание излишков тампонажного раствора 16 в трубное пространство 10. Оставляют скважину на период ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) на 48 часов.

После ОЗЦ спускают гибкую трубу 8 до головы цементного стакана 18 и определяют фактическое местоположение его головы. При необходимости цементный стакан 18 наращивается заливкой тампонажного раствора 16 без давления. После этого производят проверку цементного стакана 18 на прочность, прикладывая при помощи инжектора 3 нагрузку на цементный стакан 18 через гибкую трубу 8 усилием, не превышающим 4,0-5,0 кН. В случае потери циркуляции производят полный подъем гибкой трубы 8 на поверхность. Излишки тампонажного раствора 16 остаются в трубном пространстве 10 в жидком состоянии и удаляются из скважины при вызове притока и отработки скважины на факел.

Схватывание тампонажного раствора 16 в трубном пространстве 10 не происходит из-за перемешивания излишек тампонажного раствора 16 с метанолом и стабильным газовым конденсатом. Затем производят гидравлическую опрессовку цеметного стакана 18 на максимальное давление, ожидаемое на устье, но не более давления опрессовки эксплуатационной колонны 7. На Ямбургском месторождении максимальное ожидаемое давление на устье в настоящее время составляет 4,0-6,0 МПа.

По окончании испытаний цементного стакана 18 на прочность и герметичность из скважины извлекают гибкую трубу 8.

Пример реализации способа.

Необходимо провести изоляцию притока пластовой воды в скважине с низкими фильтрационно-емкостными свойствами глубиной Н=1200 м, толщиной обводнившейся части пласта h=20 м, толщина его продуктивной части 60 м, пористость пласта m=0,17. Здесь возможен только способ ремонтно-изоляционных работ с помощью колтюбинговой техники без глушения скважины.

Тампонирование обводнившейся части пласта проводим на глубину R=3,0 м. Тогда объем тампонирующего раствора составит:

V=π R²hm=96,1 м^з.

Определим забойное давление при закачке тампонажного раствора Р_з· _цем. Поскольку темпы закачки тампонажного раствора малы, пренебрегаем потерями давления на трение в гибкой трубе.

P_{з цем}=P_{у ц}+10^-5·^ρ