Способ ограничения водогазопритоков с восстановлением продуктивности скважин

Способ ограничения водогазопритоков с восстановлением продуктивности скважин

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению продуктивности и приемистости простаивающих нагнетательных, нефтяных и газовых скважин после ремонтных работ, включающих ликвидацию негерметичностей эксплуатационных колонн и заколонных циркуляции воды, газа, восстановлению цементного кольца, ограничений водогазопритоков по подошве и по пласту, ликвидации межколонных проявлений.

Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ, вскрытие продуктивного пласта в обсадной колонне и ввод скважины в эксплуатацию [Заявка 98116654/33 РФ, E21B 47/00, опубл. 2000].

Недостатком известного способа являются большие затраты на бурение второго ствола и невысокая вероятность его попадания в продуктивную зону, особенно в коллекторах с линзами и пропластками пород, имеющими достаточно хорошие фильтрационно-емкостные свойства.

Известен также способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ, повторное вскрытие продуктивного пласта в первоначальном интервале с глубиной, выходящей по радиусу за пределы загрязненной прискважинной зоны, при этом производят «щадящую» перфорацию эксплуатационной колоны [Патент РФ №2231630 C1, МПК 7 E21B 43/00, 43/32, опубл. 2000].

Недостатком известного способа является то, что обеспечивается восстановление продуктивности скважин, предотвращение притока пластовых вод, ликвидация перетоков только в коллекторах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и близко расположенными к водонефтяным контактам, закрепление производится тампонажным составом из цемента.

Известен способ восстановления герметичности обсадной колонны, включающий закачку в кольцевое пространство скважины изоляционного состава, его газирование в стволе скважины циклическим изменением расхода газа через изоляционный состав путем периодического открытия и закрытия затрубного пространства и закачку изоляционного состава в место негерметичности обсадной колонны в эксплуатационной скважине [Авторское свидетельство №1624127, кл. E21B 33/13, опубл.1991].

Недостатком известного способа является то, что нефтяную скважину предварительно подвергают осушению газом, что усложняет способ и, кроме того, низка надежность изоляции.

Известен способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, согласно которому через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную в интервал негерметичности обсадной колонны, закачивают расчетное количество цементного раствора, приподнимают колонну насосно-компрессорных труб на высоту, соответствующую верхней границе цементного раствора, и за счет обратной циркуляции продавочной жидкости «срезают» цементный раствор в целях предупреждения прихвата колонны насосно-компрессорных труб и уменьшения цементного стакана, подлежащего разбуриванию после ОЗЦ [Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. - М.: Недра. - 1989. - С.130].

Недостатком известного способа является низкая надежность изоляции негерметичности обсадной колонны, поскольку имеет место перемешивание цементного раствора и продавочной жидкости.

Известен способ проведения ремонтных работ в эксплуатационной скважине, включающий закачку в скважину расчетного объема вязкоупругого состава, последующую закачку цементного раствора через колонну насосно-компрессорных труб при открытом кольцевом пространстве скважины и закачку расчетного количества продавочной жидкости при закрытом кольцевом пространстве скважины, при подъеме колонны насосно-компрессорных труб и оставление скважины на период ОЗЦ [Авторское свидетельство №1620609, кл. Е21В 33/13, опубл.1991].

Недостатком известного способа является большой расход цементного раствора и низкая надежность изоляции.

Известен способ изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины, включающий закачку состава для селективной водоизоляции, отличающийся тем, что после его закачки дополнительно закачивают гидрофобизирующую жидкость или газ для оттеснения указанного состава от забоя скважины вглубь пласта на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана, при этом указанный состав примет форму оболочки, нижняя часть которой при контакте с водой становится непроницаемой для закачиваемых вслед за ним гидрофобизирующей жидкости или газа, а верхняя часть выносится в скважину при ее пуске в работу [RU 2247224, E21B 33/13, опубл. 2005].

Недостатком способа является использование только в скважинах с подошвенной водой и может быть использовано для изоляции обводнившихся пластов в эксплуатационных скважинах.

Известен способ изоляции притока пластовых вод, заключающийся в закачке в прискважинную зону пласта смеси известковой для горных и буровых работ (СИГБ) в качестве составе для селективной водоизоляции, при этом при контакте с пластовой водой СИГБ твердеет, образуя плотный камень [Патент РФ №2158356, кл. E21B 33/138, опубл.1999].

Недостатком способа является то, что для создания экрана требуется большое количество водоизоляционной композиции. Чтобы создать экран радиусом 5 м и толщиной 2 м, требуется около 30 м³ композиции. Кроме того, к недостаткам способа следует отнести трудности в освоении скважины в результате проникновения жидкости глушения в призабойную зону при закачке водоизоляционной композиции, а также уменьшение нефтенасыщенной (газонасыщенной) толщины пласта.

Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ, вскрытие продуктивного пласта в обсадной колонне и ввод скважины в эксплуатацию [Кустышев А.В. и др. Восстановление продуктивности простаивающих нефтяных и газовых скважин // Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки: Материалы науч.-техн. конф., посвященной 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - С. 112].

Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами и с низкими ФЕС путем перфорации эксплуатационной колонны перфораторами большой мощности является нарушение герметичности цементного кольца за колонной (полное или частичное его разрушение), что ведет к возникновению заколонных перетоков воды и газа.

Известен способ ремонтно-изоляционных работ в скважинах, включающий выполнение заливочных отверстий в эксплуатационной колонне, спуск заливочной колонны с пакерующим элементом, разобщение межколонного пространства и закачку под давлением изоляционного материала, при этом на заливочную колонну устанавливают дополнительные пакерующие элементы в количестве, равном количеству продуктивных пластов, и с условием их размещения между продуктивными пластами, а разобщение межколонного пространства осуществляют в зоне продуктивных пластов и в зоне заливочных отверстий, при этом закачку под давлением изоляционного материала осуществляют одновременно с разобщением межколонного пространства, продолжительность которого принимают по меньшей мере равным продолжительности закачки изоляционного материала [RU 2053357, опубл. 1996].

Известен также способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ, вскрытие продуктивного пласта в обсадной колонне и ввод скважины в эксплуатацию [Заявка 98116654/33 РФ, E21B 47/00, заявлено 04.09.98, опубл. 20.06.00. Бюл. №17].

Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами и с низкими ФЕС путем бурения второго ствола при повторном вскрытии продуктивного пласта за пределами загрязнения прискважинной зоны пласта (ПЗП) являются большие затраты на бурение нового ствола и невысокая вероятность его попадания в продуктивную зону, особенно в коллекторах с линзами и пропластками пород, имеющих достаточно хорошие ФЕС.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий повторное вскрытие продуктивного пласта в первоначальном интервале с глубиной, выходящей по радиусу за пределы загрязненной прискважинной зоны. В последующем производят «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны, например, сверлящими перфораторами или гидропескоструйной перфорацией, в интервале обводнившейся части продуктивного пласта ниже водонефтяного или газоводяного контакта на 1-2 метра. Закачивают через вновь образованные перфорационные отверстия водоизолирующую композицию, образующую водоизоляционный экран, оттесняющий воду в глубь пласта по радиусу. Производят «щадящую» перфорацию эксплуатационной колонны ниже первоначального интервала перфорации и выше водонефтяного или газоводяного контакта на 1-2 метра. Закачивают в заколонное пространство через вновь образованные отверстия над водонефтяным или газоводяным контактом герметизирующую композицию, например, состав на основе поливинилового спирта. Для предотвращения заколонных перетоков воды и газа устанавливают внутри эксплуатационной колонны цементный мост, перекрывающий вновь образованные перфорационные отверстия. Производят повторное вскрытие продуктивного пласта путем «щадящей» перфорации эксплуатационной колонны в первоначальном интервале перфорации с глубиной перфорационных отверстий, выходящей по радиусу за пределы загрязненной зоны. Производят вызов притока, отработку и ввод скважины в эксплуатацию [Патент РФ №2231630 C1, МПК 7 E21B 43/00, 43/32, опубл. 2004].

Недостатком способа является сложность реализации, а также то, что изолирующий раствор может быть вынесен из пласта в скважину не только из нефтенасыщенной, но и из водонасыщенной зоны. Осуществление ремонтно-изоляционных работ проводятся за две спуско-подъемные операции, одна операция - перфорация эксплуатационной колонны, вторая - изоляционные работы.

Задача, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка эффективного способа ограничения водогазопритоков с восстановлением продуктивности скважин при минимальных капитальных затратах. Основная задача предлагаемого изобретения состоит в создании такого способа для изоляции и ограничения водогазопритоков с использованием перфорации скважин с отсутствием фугасного воздействия, который бы при сравнительно простом технологическом процессе обеспечивал эффективную селективную изоляцию водогазопритоков, ликвидацию негерметичностей эксплуатационных колонн легко проникающими изоляционными составами, минимальным загрязнением призабойной зоны с последующим восстановлением продуктивности скважины, а также в разработке надежного способа восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин с низкими ФЕС пород-коллекторов и близко расположенными ВНК или ГВК.

При осуществлении заявленного технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в обеспечении надежного восстановления продуктивности и приемистости скважин, в повышении эффективности изоляции пластовых вод, удешевлении процесса производства работ, минимальном загрязнении призабойной зоны скважины и сокращении времени ее последующего освоения нефтенасыщенного интервала пласта.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе ограничения водогазопритоков с восстановлением продуктивности скважин, включающим спуск на колонне насосно-компрессорных труб перфоратора, перфорацию эксплуатационной колонны, изоляцию водо- или водогазопритоков и ликвидацию негерметичностей эксплуатационной колонны в любом интервале или в нескольких интервалах по стволу скважины путем закачивания через вновь образованные отверстия изолирующей композиции, образующей водоизолирующий экран, особенностью является то, что перфорацию эксплуатационной колонны, закачивание изолирующей композиции осуществляют за один спуск-подъем перфоратора, в качестве которого используют гидромеханический перфоратор, выполненный с возможностью выполнения отверстий в эксплуатационной колонне и закачке через них изолирующей композиции, при этом перфорацию эксплуатационной колонны осуществляют в интервале водо- или газопритоков. Кроме того, возможно использование в качестве изолирующей композиции для изоляции водо- или водогазопритоков и ликвидации негерметичностей эксплуатационной колонны карбомидоформальдегидной смолы. После закачки изоляционной композиции в водонасыщенный пласт возможно проведение дополнительной перфорации нефтенасыщенного интервала.

Способ осуществляют следующим образом.

Первоначально по материалам геофизических исследований устанавливают интервал притока воды по пласту или заколонные перетоки воды с нижележащих водо- или газоносных пластов, положение водонефтяного контакта (ВНК) или газонефтяного контакта (ГНК) в конкретной добывающей скважине. В скважину спускают на насосно-компресорных трубах (НКТ) гидромеханический перфоратор, например щелевой, сверлящий, фрезерный, прокалывающий, позволяющий формировать каналы в эксплуатационной колонне. Геофизическим методом производится привязка к нужному интервалу пласта, где будет произведено прокалывающее вскрытие скважины, оборудованной эксплуатационной/обсадной колонной. Производятся не менее двух проколов за счет давления столба жидкости до 15 мПа, каждое отверстие формируется в эксплуатационной колонне размером по 16×50 мм путем вдавливания в стенку трубы прокалывающих резцов с усилием, превышающим предел текучести. Перфорационные отверстия создают, при необходимости, через каждые 20-30 см с перемещением перфоратора снизу вверх.

Одновременно через гидромониторные насадки, которым оборудован гидромеханический перфоратор, и сформированные отверстия высокоскоростной струей жидкости под высоким давлением производится намыв каналов в призабойной зоне пласта скважины.

Определяют приемистость пласта через перфоратор, приемистость должна быть не менее 100 м³/сут при давлении 10 МПа. При отсутствии приемистости производят, например, кислотное воздействие прямо через перфоратор с закачкой кислоты в пласт по созданию приемистости.

Следующим этапом проводят закачку изолирующей композиции, например, на основе карбамидоформальдегидной смолы (КФС). Первоначально композицию по трубному пространству доводят до пласта при затрубной циркуляции жидкости, далее затрубное пространство закрывают и изолирующую композицию продавливают прямо в пласт через гидромониторные насадки перфоратора с продавкой водой. Изолирующая композиция остается на затвердевание на определенное время, в зависимости от количества отвердителя и температуры пласта.

После перфоратор поднимают до нефтянасыщенного интервала пласта и производят при необходимости дополнительные проколы с намывом каналов по пласту для фильтрации жидкости.

Сбрасывают шарик в НКТ, создается давление на устье и открываются циркуляционные клапаны, позволяющие получить циркуляцию с затрубного пространства на трубное. Проводят закачку химических составов через трубное пространство, через перфоратор в пласт. Далее проводят свабирование с извлечением продуктов реакции и вызовом притока из пласта.

При отсутствии необходимого притока из нефтянасыщенного пласта компоновку с перфоратором поднимают наверх. После затвердевания изолирующей композиции и подъема перфоратора производят спуск, например, волнового гидромонитора с пакером и струйным насосом, проводят поинтервальную очистку перфорационных отверстий в нефтянасыщенном интервале с созданием пульсирующих колебаний давлений. После проводят посадку, герметизацию пакера и осуществляют освоение струйным насосом с созданием перепадов давления на забой скважины.

Предлагаемый способ селективной щадящей перфорации и водогазоизоляционных работ с последующим вызовом притока нефти из пласта свабированием, компрессированием с применением химических, акустических, волновых методов не требует установки цементных мостов и пакерных устройств для перекрытия существующих перфорационных каналов, селективная закачка изоляционного состава для ограничений водогазопритоков и ликвидации негерметичностей колонн непосредственно в необходимый интервал пласта производится через щадящие проколы/отверстия/щели в эксплуатационной колонне и гидромониторные насадки за один спуск-подъем перфоратора.

Таким образом, изоляцию водогазопритоков и ликвидацию негерметичностей эксплуатационной колонны проводят сразу после перфорации без дополнительных спуско-подъемных операций. Применяемые химические составы не соприкасаются с эксплуатационной колонной и непосредственно воздействуют на водонасыщенный пласт, без загрязнения нефтянасыщенных интервалов.

1. Способ ограничения водогазопритоков с восстановлением продуктивности скважин, включающий спуск на колонне насосно-компрессорных труб перфоратора, перфорацию эксплуатационной колонны, изоляцию водо- или водогазопритоков и ликвидацию негерметичностей эксплуатационной колонны в любом интервале или в нескольких интервалах по стволу скважины путем закачивания через вновь образованные отверстия изолирующей композиции, образующей водоизолирующий экран, отличающийся тем, что перфорацию эксплуатационной колонны, закачивание изолирующей композиции осуществляют за один спуск-подъем перфоратора, в качестве которого используют гидромеханический перфоратор, выполненный с возможностью выполнения отверстий в эксплуатационной колонне и закачке через них изолирующей композиции, при этом перфорацию эксплуатационной колонны осуществляют в интервале водо- или газопритоков.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, в качестве изолирующей композиции для изоляции водо- или водогазопритоков и ликвидации негерметичностей эксплуатационной колонны используют карбомидоформальдегидную смолу.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, после закачки изоляционной композиции в водонасыщенный пласт производят дополнительную перфорацию нефтенасыщенного интервала.