способ изоляции водонасыщенных пластов эксплуатационных скважин

Формула изобретения

Способ изоляции водонасыщенных пластов эксплуатационных скважин, включающий спуск и цементирование обсадной колонны, вторичное вскрытие водонасыщенного пласта и одновременное вскрытие нефтенасыщенного пласта, временную кольматацию нефтенасыщенного пласта, изоляцию водонасыщенного пласта и вскрытие нефтенасыщенного пласта декольматацией, отличающийся тем, что вторичное вскрытие водо- и нефтенасыщенных пластов производят фрезерованием обсадной колонны, а после временной кольматации нефтенасыщенного пласта дренируют водонасыщенный пласт с последующей изоляцией этого водонасыщенного пласта цементированием его призабойной зоны и гидромониторной обработкой его приствольной зоны с оставлением цементного моста между водо- и нефтенасыщенными пластами.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам изоляции пластовых вод, и может быть использовано при водоизоляционных работах в эксплуатационных скважинах различного назначения.

Известен способ восстановления герметичности заколонного пространства, включающий закачивание в обсадную колонну невзрывающейся разрушающей смеси (НРС) и установку ее в интервале изоляции для создания временного моста, который, увеличиваясь в объеме при твердении, увеличивает диаметр колонны и напряженный контакт ее стенок с цементным кольцом [1].

К существенным недостаткам способа относится бесконтрольность процесса увеличения объема НРС при твердении, который может разрушить сплошность цементного кольца и нарушить герметичность крепи в заколонном пространстве с вытекающими отрицательными последствиям. Кроме того, способ направлен не на изоляцию источника поступления жидкости в скважину (водонасыщенного пласта), а на перекрытие каналов заколонного перетока, что заведомо снижает эффективность метода.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ изоляции водонасыщенных пластов эксплуатационных скважин, включающий спуск и цементирование обсадной колонны, вторичное вскрытие водонасыщенного пласта и одновременное вскрытие нефтенасыщенного пласта, временную кольматацию нефтенасыщенного пласта, изоляцию водонасыщенного пласта и вскрытие нефтенасыщенного пласта декольматацией [2].

Существенными недостатками способа являются нарушение герметичности крепи в интервале перфорации против водонасыщенного пласта и за его пределами на десятки метров из-за разрушения цементного кольца. Следствием этого являются межпластовые перетоки, действие которых нарушает процесс и снижает показатели эффективности качества водоизоляционных работ.

То же самое происходит при перфорации продуктивного пласта. Освоение скважин при повышенных депрессиях в большинстве случаев приводит к притоку пластовой воды к фильтру скважины.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности и качества изоляции водонасыщенных пластов.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе изоляции водонасыщенных пластов эксплуатационных скважин, включающем спуск и цементирование обсадной колонны, вторичное вскрытие водонасыщенного пласта и одновременное вскрытие нефтенасыщенного пласта, временную кольматацию нефтенасыщенного пласта, изоляцию водонасыщенного пласта и вскрытие нефтенасыщенного пласта декольматацией, согласно изобретению вторичное вскрытие водо-и нефтенасыщенных пластов производят фрезерованием обсадной колонны, а после временной кольматации нефтенасыщенного пласта дренируют водонасыщенный пласт с последующей изоляцией этого водонасыщенного пласта цементированием его призабойной зоны и гидромониторной обработкой его приствольной зоны с оставлением цементного места между водо- и нефтенасыщенными пластами.

Приведены схемы подготовки изолируемого интервала удалением из скважины фрезерованием части обсадной колонны (фиг. 1) и селективной изоляции водонасыщенного пласта с созданием трех тесносвязанных гидроизолирующих систем - в призабойной зоне (фиг. 2), прискважинной (11 на фиг. 2) и в стволе скважины (12 на фиг. 2).

На фиг. 1 приведены: 1 - обсадная колонна, 2 - верхний торец отрезанной фрезером обсадной колонны, 3 - временный кольматационный экран, 5 - нефтенасыщенный пласт, 6 - промывочная жидкость, 7 - глинистая перемычка, 8 - ствол скважины, 9 - водонасыщенный пласт, 10 - нижний торец отрезанной фрезером обсадной колонны, 13 - непроницаемые пласты породы. На фиг. 2 приведены: 4 - высокопроницаемые участки водонасыщенного пласта, изолированные цементированием, 11 - изолированный цементированием, гидромониторными струями приствольный долговременный экран: 12 - изолированный цементный мост, 14 - декольматированная приствольная зона нефтенасыщенного пласта, 15 - заколонное пространство обсадной колонны.

Сущность способа заключается в том, что в интервале расположения нефтенасыщенного и водонасыщенного пласта - источника притока пластовой воды к фильтру нефтенасыщенного пласта с помощью труборезки, например ТРГ-146 "Азимут", удаляют часть обсадной колонны 1, вскрытый участок 2,10 промывают от загрязняющих веществ и остатков цементного камня, временно кольматируют полимерглинистой промывочной жидкостью прискважинную зону нефтенасыщенного пласта 3,5, вскрытую часть водонасыщенного пласта 9, дренируют имплозионным воздействием и изолируют цементированием с нагнетанием тампонажных смесей в высокопроницаемые каналы водонасыщенного пласта 4 (фиг. 2) и обработкой стенок скважины гидромониторными струями цементного раствора с получением изолированного экрана 11 и оставлением в намеченном интервале изоляционного цементного моста 12, декольматируют приствольную и дренируют призабойную зоны нефтенасыщенного пласта имплозионным воздействием при вызове притока.

Пример.

Предварительно по данным геофизических исследований (термо- или расходометрия) уточняют границы интервала удаления из скважины части обсадной колонны, объединяющего нефте- и водонасыщенный пласт, вода из которого поступает к фильтру скважины. С помощью труборезки, например ТРГ- 146 "Азимут", фрезерованием обсадной колонны часть колонны в заданном интервале из скважины удаляют, скважину промывают. Спуском в интервал продуктивного пласта гидромониторного устройства производят кольматацию стенок струями полимерглинистого раствора и создают временный гидроизолирующий экран 3 (фиг. 1).

Нагнетанием промывочного раствора в призабойную зону водонасыщенного пласта при герметизированном устье определяют приемистость объекта изоляции, с учетом которой обосновывают метод изоляции и рассчитывают технологические параметры процесса.

Перед изоляционными работами приствольную и призабойную зоны водонасыщенного пласта дренируют спуском в кровлю имплозионного устройства и воздействием высокоамплитудных (10-80 МПа), знакопеременных (депрессии, репрессии) кратковременных давлений. Извлеченные из приствольной зоны пласта загрязняющие вещества и механические примеси поступают в имплозионную камеру и извлекаются на поверхность.

Для изоляции водонасыщенного пласта в скважину на бурильных трубах спускают гидромониторное устройство с тремя рабочими насадками диаметром не менее 0,012 м, устанавливают на 3-5 м выше кровли, закачивают расчетный объем цементного раствора при расчетных параметрах режима нагнетания (подача насоса изменяется в пределах, достаточных для поддержания перепада давления нагнетания тампонажного раствора в пределах 3-10 МПа) для изоляции высокопроницаемых каналов на радиусе порядка 0,5-2,0 м от ствола скважины 4 (фиг. 2).

Гидромониторное устройство после разгерметизации устья скважины устанавливают в подошве интервала изоляции (10 на фиг. 1) и обработкой поверхности ствола гидромониторными струями цементного раствора при скорости подъема инструмента 0,2-0,3 м/с, частоте вращения 0,5-0,8 с^-1, скорости истечения струи 40-120 м/с в течение двух циклов обработки создают в приствольной зоне долговременный изолирующий экран толщиной до 30-45 мм (11 на фиг. 2).

Затем гидромониторное устройство приподнимают к подошве нефтенасыщенного пласта, вымывают остатки цементного раствора выше изолированного интервала на поверхность и в заданном интервале оставляют изоляционный цементный мост 12 (фиг. 2). Инструмент поднимают, а скважину оставляют на время ОЗЦ.

После ОЗЦ интервал нефтенасыщенного пласта испытывают через загерметизированное устье скважины контрольным избыточным давлением (10-12 МПа) на герметичность и отсутствие утечек жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны 15 ( фиг. 2).

В кровлю нефтенасыщенного пласта на каротажном кабеле спускают и устанавливают имплозионное устройство, воздействием гидроимпульсных высокоамплитудных депрессией и репрессий (10-80 МПа) декольматируют приствольный временный изоляционный экран 14 (фиг.2), очищают призабойную зону пласта от загрязняющих веществ и вызывают приток жидкости.

После подъема имплозионного устройства и оборудования устья соответствующей арматурой скважину осваивают и вводят в эксплуатацию.

Предложенным способом водоизоляционные работы могут проводиться в эксплуатационных скважинах при различном взаиморасположении водо- и нефтенасыщенных пластов и проявлении пластовых и закачиваемых вод - нижних, подошвенных, верхних, промежуточных и из промытых зон нефтенасыщенных пластов.

Технико-экономические преимущества предлагаемого способа заключаются в следующем.

Способ направлен на изоляцию непосредственно источника обводнения добываемой продукции - водонасыщенный пласт или пропласток, а не на связанные с ним последствия - межпластовые перетоки.

При этом возможно селективное воздействие на прискважинную и призабойную зоны водонасыщенного пласта при дренировании и изоляции проницаемых пород методами имплозии, нагнетания тампонажных смесей и гидромониторной обработки ствола и создание таким образом трех тесносвязанных гидроизолирующих систем - в призабойной, приствольной зонах и в стволе скважины, как показано на фиг. 2.

Кроме того, эксплуатация скважин открытым забоем и возможность изменения режимов отбора в широких пределах повышают дебит скважин, конечную нефтеотдачу продуктивных пластов на различных стадиях разработки месторождений, обеспечивает эффективную выработку остаточных запасов углеводородного сырья оптимизацией систем разработки и режимов стимулирующих обработок ПЗП и МУН (методов увеличения нефтеотдачи пластов). Как показывают результаты промысловых испытаний предлагаемого способа, дебит скважин повышается в 2-3 раза, обводненность отсутствует или не превышает 10%, а коэффициент нефтеотдачи по прогнозным расчетам возрастает на 15-22%.

Источники информации

1. RU 2108445 C1, 10.04.1998.

2. US 3439744 A, 22.04.1969.