способ изоляции притока пластовых вод в скважине со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений

Формула изобретения

Способ изоляции притока пластовых вод в скважине со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений, при котором промывают песчаную пробку до нижних отверстий существующего интервала перфорации, устраняют смятие эксплуатационной колонны, закачивают в существующий интервал перфорации водоизоляционную композицию, продавливают водоизоляционную композицию в продуктивный пласт с созданием водоизоляционного экрана, оттесняя пластовую воду в глубину продуктивного пласта продавочной жидкостью, во внутреннюю полость эксплуатационной колонны до головы промытой песчаной пробки спускают хвостовик из труб меньшего диаметра с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, цементируют хвостовик цементным раствором с оставлением цементного стакана во внутренней полости хвостовика до глубины на 1-2 м выше текущего газоводяного контакта и выше нижних отверстий существующего интервала перфорации, после завершения периода ожидания затвердевания цемента осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн, хвостовика и эксплуатационной колонны, в интервале выше цементного стакана до кровли тэодуктивного пласта в скважину спускают лифтовую колонну на 1-2 м выше головы хвостовика, осуществляют вызов притока газа из продуктивного пласта и отработку скважины на факел, проводят газодинамические исследования и вводят скважину в эксплуатацию, при этом в качестве водоизоляционной композиции применяют жидкое стекло, в качестве продавочной жидкости - метанол, в качестве цементного раствора - состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений.

На месторождениях Западной Сибири имеется большое количество нефтегазовых залежей со сложно построенными коллекторами, в которых чередуются между собой пропластки различной проницаемости. При этом толщины таких залежей нередко невелики, что вынуждает осуществлять их вторичное вскрытие в высокопроницаемой газонасыщенной части продуктивного пласта, оставляя менее проницаемую часть не вскрытой, при этом перфорацию эксплуатационной колонны вынуждены проводить сплошным интервалом и двойной плотностью.

На завершающей стадии разработки таких залежей большое количество скважин выбывает из эксплуатации по причине снижения пластового давления, обводнения и смятия нижней части эксплуатационной колонны в интервале перфорации. Это обусловлено возникновением большой разницы горного и забойного давлений по мере извлечения из залежи углеводородов, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте.

В этих условиях традиционными методами ликвидировать приток пластовых вод, восстановить продуктивность и вывести скважину из бездействия затруднительно. Устранить приток пластовых вод без устранения смятия эксплуатационной колонны невозможно, а ликвидировать ее смятие установкой изоляционных пакеров или продольно-гофрированных пластырей из-за сплошной перфорации эксплуатационной колонны и пониженной по этой причине ее прочности осуществить технически невозможно.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдерживание скважины на время схватывания тампонажного раствора [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин. / А.Д.Амиров и др. - М.: Недра, 1979. - С.238-241].

Недостатком этого способа в условиях аномально-низких пластовых давлений при наличии смятой эксплуатационной колонны является недостаточная надежность изоляции притока пластовых вод, в результате чего после перфорации в не обводнившейся части продуктивного пласта пластовые воды вновь начинают поступать в скважину, обводняя новый интервал перфорации.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта тампонажного раствора под давлением и выдерживание скважины на время схватывания тампонажного раствора [Патент РФ № 2127807, E21B 43/32].

Недостатком этого способа в условиях аномально-низких пластовых давлений при наличии смятой эксплуатационной колонны является недостаточная надежность изоляции притока пластовых вод, в результате чего после перфорации в не обводнившейся части продуктивного пласта пластовые воды вновь начинают поступать в скважину, обводняя новый интервал перфорации.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности изоляции притока пластовых вод и увеличении безводного периода эксплуатации скважины при обеспечении целостности эксплуатационной колонны.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в ликвидации притока пластовых вод и устранении условий смятия эксплуатационной колонны, в обеспечении безводной эксплуатации скважин и получении запланированных объемов добычи газа.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при изоляции притока пластовых вод в скважине со смятой эксплуатационной колонной в условиях аномально низких пластовых давлений, при котором промывают песчаную пробку до нижних отверстий существующего интервала перфорации, устраняют смятие эксплуатационной колонны, закачивают в существующий интервал перфорации водоизоляционную композицию, продавливают водоизоляционную композицию в продуктивный пласт с созданием водоизоляционного экрана, оттесняя пластовую воду в глубину продуктивного пласта продавочной жидкостью, во внутреннюю полость эксплуатационной колонны до головы промытой песчаной пробки спускают хвостовик из труб меньшего диаметра с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, цементируют хвостовик цементным раствором с оставлением цементного стакана во внутренней полости хвостовика до глубины на 1-2 м выше текущего газоводяного контакта и выше нижних отверстий существующего интервала перфорации, после завершения периода ожидания затвердевания цемента осуществляют перфорацию под эксплуатацию двух колонн, хвостовика и эксплуатационной колонны, в интервале выше цементного стакана до кровли продуктивного пласта, в скважину спускают лифтовую колонну на 1-2 м выше головы хвостовика, осуществляют вызов притока газа из продуктивного пласта и отработку скважины на факел, проводят газодинамические исследования и вводят скважину в эксплуатацию, при этом в качестве водоизоляционной композиции применяют жидкое стекло, в качестве продавочной жидкости - метанол, в качестве цементного раствора - состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно.

На фиг.1 показана конструкция скважины до ремонта, на фиг.2 - схема реализации заявляемого способа при промывке песчаной пробки и водоизоляции, на фиг.3 - то же при спуске хвостовика, на фиг.4 - то же в процессе перфорации под эксплуатацию и ввода скважины в эксплуатацию.

Способ реализуется в обводненной скважине в условиях аномально низких пластовых давлений (фиг.1), в которой перфорацией вскрыта нижняя, наиболее проницаемая, газонасыщенная толщина продуктивного пласта 1, в которой существующий интервал перфорации 2 полностью перекрыт песчаной пробкой 3, текущий газоводяной контакт 4 поднялся выше нижних отверстий существующего интервала перфорации 2, а его водяной конус 5, подтягивающийся к забою скважин, поднялся выше верхних отверстий существующего интервала перфорации 2. При этом эксплуатационная колонна 6 проперфорирована равномерно, сплошным интервалом и двойной плотностью, а ее нижняя часть прокорродировала и возможно негерметична или смята из-за большой разницы горного и забойного давлений, то есть давления горных пород и давления в скважине и продуктивном пласте. Спущенная в скважину, во внутреннюю полость эксплуатационной колонны 6, лифтовая колонна 7 также перекрыта песчаной пробкой 3 и находится в прихваченном состоянии.

Первоначально в скважине (фиг.2) промывают песчаную пробку 3 до нижних отверстий существующего интервала перфорации 2 и устраняют смятие эксплуатационной колонны 6. Извлекают из скважины лифтовую колонну 7.

После этого закачивают в существующий интервал перфорации 2 через спускаемые в скважину промывочные трубы 8 водоизоляционную композицию 9, продавливают ее в продуктивный пласт 1 продавочной жидкостью 10 с созданием водоизоляционного экрана 11, выходящего за пределы водяного конуса 5, и оттесняя пластовую воду в глубину продуктивного пласта 1. При этом в качестве водоизоляционной композиции 9 используют жидкое стекло, а в качестве продавочной жидкости 10 - метанол. После завершения работ по закачиванию и продавливанию водоизоляционной композиции 9 из скважины извлекают промывочные трубы 8.

Далее (фиг.3) во внутреннюю полость эксплуатационной колонны 6 до головы 12 промытой песчаной пробки 3 спускают хвостовик 13 из труб меньшего диаметра с размещением головы 14 хвостовика 13 на 20 м выше кровли 15 продуктивного пласта 1. Хвостовик 13 спускают во внутреннюю полость эксплуатационной колонны 6 для предотвращения дальнейшего смятия эксплуатационной колонны 6 из-за большой разницы горного и забойного давления в условиях аномально низких пластовых давлений. Цементируют хвостовик 13 цементным раствором 16 с оставлением цементного стакана 17 во внутренней полости хвостовика 13 до глубины на 1-2 м выше текущего газоводяного контакта 4. Причем для предотвращения поглощения цементного раствора 16 в условиях аномально низких пластовых давлений и получения прочного цементного камня применяют состав, содержащий портландцемент, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт и полипропиленовое волокно. В качестве портландцемента можно использовать портландцемент ПТЦ 1-50 или ПТЦ 1-100, в качестве поливинилового спирта - поливиниловый спирт ПВС 18/11 или ПВС В1Н, а в качестве полипропиленового волокна можно использовать полипропиленовое волокно под названием «фибра» или инертный волокнистый наполнитель.

После завершения периода ожидания затвердевания цемента (фиг.4) осуществляют перфорацию под эксплуатацию 18 двух колонн, хвостовика 13 и эксплуатационной колонны 6, выше цементного стакана 17 до кровли 15 продуктивного пласта 1. Перфорацию можно проводить кумулятивными перфораторами повышенной мощности, например PJ 2906 «омега» или ЗПКТ 73-ГП, ПКС 80, ПРК 42С.

Затем в скважину спускают лифтовую колонну 7 на 1-2 м выше головы 14 хвостовика 13.

Возможен спуск в скважину лифтовой колонны 7 диаметром меньше диаметра хвостовика 13 до верхних отверстий интервала перфорации под эксплуатацию 18.

Осуществляют вызов притока газа из продуктивного пласта 1 и отработку скважины на факел, проводят газодинамические исследования и вводят скважину в эксплуатацию.

Пример реализации способа в скважине № 218 Вынгапуровского месторождения.

Первоначально в скважине с помощью колтюбинговой установки промыли песчаную пробку до нижних отверстий существующего интервала перфорации. Оправочным инструментом устранили смятие эксплуатационной колонны. Извлекли лифтовую колонну.

После этого в существующий интервал перфорации закачали жидкое стекло в качестве водоизоляционной композиции в объеме 120 м³ и продавили его в продуктивный пласт метанолом из расчета создания водоизоляционного экрана за пределами водяного конуса. При этом пластовая вода была оттеснена в глубину продуктивного пласта.

Далее во внутреннюю полость эксплуатационной колонны до головы промытой песчаной пробки спустили хвостовик из насосно-компрессорных труб диаметром 114 мм с размещением головы хвостовика на 20 м выше кровли продуктивного пласта, тем самым обеспечили предотвращение дальнейшего смятия эксплуатационной колонны из-за большой разницы горного и забойного давления в условиях аномально-низких пластовых давлений залежи.

Хвостовик зацементировали цементным раствором, содержащим портландцемент марки ПТЦ 1-50, суперпластификатор С-3, поливиниловый спирт марки ПВС 18/11 и полипропиленовое волокно - «фибра», в объеме 35 м³. Причем цемент за хвостовиком, между хвостовиком и эксплуатационной колонной, подняли до головы хвостовика, а внутри хвостовика оставили цементный стакан до глубины на 2 м выше текущего газоводяного контакта. Таким образом, цементным мостом и армированным хвостовиком перекрыли весь продуктивный пласт. Надежность изоляции пластовых вод обеспечена вытеснением пластовой воды за пределы водяного конуса, созданием водоизоляционного экрана и цементного моста за хвостовиком. А также надежность обеспечена составом цементного раствора.

После завершения периода ожидания затвердевания цемента осуществили перфорацию под эксплуатацию двух колонн, хвостовика и эксплуатационной колонны, выше цементного стакана до кровли продуктивного пласта. Перфорацию провели кумулятивным перфоратором повышенной мощности PJ 2906 «омега».

Затем в скважину спустили лифтовую колонну диаметром 114 мм на 2 м выше головы хвостовика с целью обеспечения возможности ведения ремонтных работ колтюбинговой установкой.

Провели вызов притока газа из пласта с помощью колтюбинговой установки и отработали скважину на факел до выхода ее на технологический режим. После отработки скважины и проведения газодинамических исследований скважину ввели в эксплуатацию.

Заявляемый способ обеспечивает надежную изоляцию продуктивного пласта, устраняет приток в скважину пластовых вод, подтягивающихся к забою скважины в виде водяного конуса, предотвращает дальнейшее смятие эксплуатационной колонны, продлевает период безводной эксплуатации скважины, способствует получению проектных объемов добычи газа.