СПОСОБ ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ
METHOD OF INSULATING WORKS IN PRODUCTION WELL

Изобретение относится к способам изоляционных работ в добывающих скважинах, подверженных заколонной циркуляции воды и/или газа вследствие нарушения целостности цементного камня в области между нефтяными и газо- или водоносными пластами.
Известен способ ликвидации заколонных перетоков газа и воды в добывающей скважине, включающий закачку в интервал перфорации продуктивного пласта цементного раствора. Для доставки цементного раствора в интервал изоляции используют акустические излучатели [1].
Известный способ недостаточно эффективен, так как используемый в качестве изолирующего состава цемент под воздействием ультразвуковых колебаний проникает только в трещины и микротрещины, не изолируя при этом газо- и водонасыщенный пласт, что может привести к повторному возникновению заколонной циркуляции из-за разрушения цемента под действием высоких депрессий в процессе работы скважины после ремонта.
Известен способ ликвидации заколонных перетоков газа в добывающей скважине, включающий создание спецотверстий в интервале газоносного пласта, закачку в интервал газоносного пласта воды и гелеобразующих составов с последующим докреплением цементным раствором [2].
3
3
3
Известный способ недостаточно эффективен, так как перфорирование всего газоносного пласта с последующей закачкой воды, гелеобразующих составов и докреплением цементом в объемах 100 м, 3 м и 0,5 м на 1 м толщины пласта соответственно хотя и обеспечивает изоляцию газа, не позволяет адресно воздействовать на газоносный пласт для достижения максимального изолирующего эффекта. Соответственно, это может приводить к преимущественному попаданию изоляционных материалов в наиболее высокопроницаемые пропластки, что, в случае, если они не находятся в области подошвы газоносного пласта, может привести к повторному возникновению перетока газа; также в случае протяженных газоносных пластов (более 10 м) данный метод является очень затратным. При этом в процессе проведения работ по закачке воды и гелеобразующих составов в интервал газоносного пласта может происходить его переток по заколонному пространству в нефтяной пласт, что затрудняет его последующее освоение.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ изоляционных работ в добывающей скважине, включающий закачку через перфорационные отверстия фильтрующихся в пласт гелеобразующих составов с последующим докреплением фильтрующимся или нефильтрующимся в пласт тампонажным составом и последующее освоение скважины (реперфорацию продуктивного интервала) [3].
Известный способ недостаточно эффективен, так как при первоначальной закачке гелеобразующего состава в перфорационные отверстия продуктивного пласта хотя и осуществляется изоляция областей перетока воды и газа, гелеобразующий состав попадает также и в продуктивный пласт, что затрудняет его последующее освоение и может привести к снижению дебита нефти после ремонта.
Решаемая заявляемым техническим решением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа изоляционных работ в скважине за счет предотвращения поступления гелеобразующего состава в продуктивный пласт и упрощения освоения продуктивного пласта.
Поставленная задача решается тем, что на первом этапе закачивают в перфорационные отверстия продуктивного пласта цементный раствор в объеме, необходимом для изоляции канала перетока между газо- или водоносным и нефтяным пластами и перекрытия нефтяного пласта, создают спецотверстия в области подошвы интервала газоносного пласта и/или области подошвы или кровли интервала водоносного пласта, закачивают в указанные спецотверстия гелеобразующий состав, после чего осуществляют докрепление.
В качестве фильтрующегося тампонажного состава для докрепления используют синтетические смолы с нейтральными или щелочными отвердителями.
В качестве гелеобразующего состава закачивают гелеобразующий состав, время гелеобразования которого меньше времени его движения по колонне насосно-компрессорных труб, и закачку завершают, когда давление на устье скважины находится в интервале (0,6-0,8) от давления опрессовки эксплуатационной колонны скважины.
Гелеобразующий состав закачивают порционно, и временной интервал между отдельными порциями больше или равен времени гелеобразования состава, закачку завершают, когда давление на устье скважины находится в интервале (0,6-0,8) от давления опрессовки эксплуатационной колонны скважины.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций.
1. Закачивают в перфорационные отверстия продуктивного пласта цементный раствор в объеме, необходимом для изоляции каналов перетока между газо- или водоносным и нефтяным пластами. При этом изоляцию вышележащего пласта производят путем предварительной отсыпки забоя скважины до уровня на 1-2 м ниже кровли интервала перфорации продуктивного пласта и закачки цементного раствора в объеме, необходимом для изоляции канала перетока. Изоляцию нижележащего пласта производят путем предварительной отсыпки забоя скважины до уровня на 1-2 м выше подошвы интервала перфорации продуктивного пласта, закачки временного изолирующего состава (эмульсии или гелеобразующего состава с небольшим сроком разрушения), вымыва песчаной пробки и закачки цементного раствора в область подошвы интервала перфорации продуктивного пласта в объеме, необходимом для изоляции канала перетока.
Объем, необходимый для изоляции канала перетока и перекрытия нефтяного пласта (Q), определяется исходя из результатов акустического контроля цементирования скважин (АКЦ) по следующей формуле:
где k - коэффициент потерь цементного раствора за счет наличия зон смешения и срезки после проведения ремонта (k=2,5);
c
R - радиус скважины (по долоту),
к
R - внешний радиус эксплуатационной колонны,
1
h - толщина перемычки между газо- или водоносным и продуктивным пластом, для которой по данным АКЦ цемент отсутствует;
2
h - толщина перемычки между газо- или водоносным и продуктивным пластом, для которой по данным АКЦ наблюдается частичное или хорошее сцепление с породой и колонной;
В
R - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;
3
h - предполагаемая высота цементного моста.
3
3
В случае, если вычисленный по указанной формуле объем, необходимый для изоляции канала перетока и перекрытия нефтяного пласта, меньше 0,5 м, Q принимают равным 0,5 м.
При одновременном наличии в скважине как водо-, так и газоносного пласта нижеописанные пп.2-4 последовательности операций осуществляют последовательно сначала для газоносного пласта, затем для водоносного пласта.
2. Создают спецотверстия в интервале газоносного пласта в области его подошвы и наиболее проницаемом его интервале или водоносного пласта в области его кровли или подошвы и наиболее проницаемом его интервале (в случае, если указанные интервалы были ранее проперфорированы, в качестве спецотверстий используются указанные перфорационные отверстия). При этом в случае, если толщина газоносного или водоносного пласта составляет менее 10 м, осуществляют перфорацию пласта от его подошвы или кровли (интервала, прилегающего к перемычке, отделяющей газоносный или водоносный пласт от продуктивного пласта) до наиболее высокопроницаемого интервала; в случае пластов протяженностью более 10 м сначала осуществляют перфорацию наиболее проницаемого интервала пласта, затем осуществляют перфорацию подошвы или кровли пласта (соответственно для случаев, если высокопроницаемый интервал находится выше или ниже).
3
3. Закачивают в указанные спецотверстия гелеобразующий состав в виде одной пачки или порционно (возможна закачка составов с постоянной или переменной концентрацией действующего вещества в составе геланта, в виде различных гелантов). В случае, если приемистость интервала газо- или водоносного пласта менее 150 м/сут, закачку гелеобразующих составов производят порционно, причем временной интервал между отдельными порциями должен быть большим или равным времени гелеобразования состава.
3
В случае, если приемистость интервала газо- или водоносного пласта более 500 м/сут, в качестве гелеобразующего состава используется гелеобразующий состав, время гелеобразования которого меньше времени его движения по колонне насосно-компрессорных труб.
При этом во всех случаях закачка проводится до достижения давления продавки, равного 0,8 от давления опрессовки эксплуатационной колонны скважины.
3
3
4. Осуществляют докрепление гелеобразующего состава фильтрующимся или нефильтрующимся тампонажным составом (синтетической смолой или цементным раствором). При приемистости пласта более 150 м/сут применяют преимущественно нефильтрующиеся тампонажные составы; при приемистости менее 150 м/сут - фильтрующиеся тампонажные составы (синтетические смолы). В качестве фильтрующихся тампонажных составов могут использоваться синтетические смолы с щелочным или нейтральным отвердителем (смола фенолрезорциноформальдегидная и уротропин, смола ацетоноформальдегидная и едкий натр), что обеспечивает минимальное воздействие на цементный камень в области воздействия.
5. После подтверждения изоляции всех направлений перетока с помощью проведения промыслово-геофизических исследований осуществляют реперфорацию продуктивного пласта.
Пример 1. Скважина №974 (куст 2) Северо-Комсомольского месторождения.
Интервал перфорации 1173-1178 м (газовая шапка), 1190-1193 м (продуктивный пласт), с прорывом газа по заколонному пространству из вышележащего газоносного пласта и заколонным перетоком воды из нижележащего водоносного пласта.
3
3
3
1. НКТ были спущены на глубину 1196 м, пакер установлен на глубине 1186 м. Приемистость интервала перфорации до закачивания составила 360 м/сут при давлении 7 МПа (высокий уровень приемистости). Для изоляции перетока между газоносным и нефтяным пластом и перекрытия нефтяного пласта произведена отсыпка забоя до глубины 1192 м, после чего в перфорационные отверстия продуктивного пласта было закачано 0,5 м цементного раствора (в соответствии с расчетом по формуле необходимый объем 0,42 м) при конечном давлении продавки 9 МПа. После ожидания затворения цемента (ОЗЦ) кровля цементного моста определена на глубине 1187 м.
3
3
3
3
2. В качестве спецотверстий в интервале газоносного пласта использован интервал перфорации 1173-1178 м. В скважину была спущена следующая компоновка: НКТ на глубину 1173 м, пакер на глубине 1028 м. Приемистость по воде интервала газоносного пласта составила 720 м/сут при давлении 6 МПа. Произведено закачивание гелеобразующего состава в объеме 160 м в интервал газоносного пласта при конечном давлении 8,5 МПа (0,6 от давления опрессовки), после чего скважина была оставлена на 31 час для завершения процесса полимеризации, затем дополнительно было закачано 10 м гелеобразующего состава. НКТ спущены до глубины 1183 м, произведена обратная промывка скважины технической водой. После этого в интервал газоносного пласта с целью докрепления было закачано 2 м цементного раствора при конечном давлении продавки 9 МПа.
3
3
3. После ожидания затворения цемента (ОЗЦ) произведено разбуривание цементного моста и нормализация забоя до глубины 1217 м. Произведена перфорация интервала водоносного пласта 1206-1207 и 1210-1213 м. Для изоляции перетока между водоносным и продуктивным пластом в открытые перфорационные отверстия у подошвы продуктивного пласта было закачано 0,5 м (в соответствии с расчетом по формуле 0,51 м) цементного раствора при конечном давлении продавки 8 МПа.
3
3
3
4. В скважину была спущена следующая компоновка - НКТ на глубину 1205 м, пакер на глубине 1195 м. Приемистость интервала водоносного пласта составила 740 м/сут при давлении 8 МПа. Произведено закачивание гелеобразующего состава в объеме 110 м при конечном давлении 8,5 МПа (0,6 от давления опрессовки), спуск НКТ до глубины 1213 м, произведена обратная промывка скважины технической водой. После этого с целью докрепления в интервал водоносного пласта был закачан 1 м цементного раствора при конечном давлении продавки 12 МПа.
5. После проведения изоляционных работ в скважине был нормализован забой до глубины 1217 м и проведены промыслово-геофизические исследования (ПГИ). По результатам ПГИ заколонный переток воды из нижележащего водоносного пласта и прорыв газа из вышележащего газоносного пласта ликвидированы. Осуществили реперфорацию продуктивного пласта для подготовки скважины к пуску в эксплуатацию.
Источники информации
1. Патент РФ №2212519. МПК E21B 33/13. Способ ликвидации заколонных перетоков газа и воды в нефтедобывающих скважинах. Опубл. 20.09.2003 г.
2. Патент РФ №2261981. МПК E21B 33/13. Способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине. Опубл. 10.10.2005 г.
3. Патент РФ №2273723. МПК E21B 33/13. Способ изоляционных работ в скважине. Опубл. 10.04.2006 г.