СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ
METHOD FOR ELIMINATING FLOWS BEHIND THE CASING IN PETROLEUM PRODUCTION BOREHOLES

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