RU2774251C1 - Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах - Google Patents
Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2774251C1 RU2774251C1 RU2021115420A RU2021115420A RU2774251C1 RU 2774251 C1 RU2774251 C1 RU 2774251C1 RU 2021115420 A RU2021115420 A RU 2021115420A RU 2021115420 A RU2021115420 A RU 2021115420A RU 2774251 C1 RU2774251 C1 RU 2774251C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- lowered
- casing
- packer
- well
- tubing
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 title abstract 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 abstract description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005500 petroleum industry Methods 0.000 abstract 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N Potassium dichromate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 239000003415 peat Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000008030 superplasticizer Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 229940069002 Potassium Dichromate Drugs 0.000 description 1
- KIEOKOFEPABQKJ-UHFFFAOYSA-N Sodium dichromate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KIEOKOFEPABQKJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N silicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N sodium Chemical compound [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic Effects 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ликвидации заколонной циркуляции пластовой воды в нефтяных скважинах. Техническим результатом является обеспечение надежного барьера поступления пластовых вод по заколонному пространству между обсадной колонной и горными породами. Предложенный способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах включает следующие этапы: глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, проведение комплекса работ по исследованию источника обводненности скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и закачку 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 пакера-пробки с вымывом металлической стружки, а также вязкоупругого состава на поверхность; далее в скважину спускают обсадную колонну меньшего диаметра, цементируют и оставляют на ОЗЦ. 7 ил.
Description
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
Claims (1)
- Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах, отличающийся тем, что включает глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, проведение комплекса работ по исследованию источника обводненности скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и закачку 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 пакера-пробки с вымывом металлической стружки, а также вязкоупругого состава на поверхность; далее в скважину спускают обсадную колонну меньшего диаметра, цементируют и оставляют на ОЗЦ.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2774251C1 true RU2774251C1 (ru) | 2022-06-16 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2806988C1 (ru) * | 2023-03-03 | 2023-11-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2126880C1 (ru) * | 1998-02-27 | 1999-02-27 | Мамедов Борис Абдулович | Способ изоляции заколонных перетоков газа |
| RU2172825C1 (ru) * | 2000-11-23 | 2001-08-27 | Гаджибеков Гюльахмед Магомедович | Способ ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах |
| US9771774B2 (en) * | 2015-10-26 | 2017-09-26 | Baker Hughes Incorporated | Zone isolation cementing system and method |
| RU2713279C1 (ru) * | 2019-03-26 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции заколонных перетоков в скважине |
| RU2739181C1 (ru) * | 2020-06-10 | 2020-12-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции заколонных перетоков в добывающей скважине |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2126880C1 (ru) * | 1998-02-27 | 1999-02-27 | Мамедов Борис Абдулович | Способ изоляции заколонных перетоков газа |
| RU2172825C1 (ru) * | 2000-11-23 | 2001-08-27 | Гаджибеков Гюльахмед Магомедович | Способ ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах |
| US9771774B2 (en) * | 2015-10-26 | 2017-09-26 | Baker Hughes Incorporated | Zone isolation cementing system and method |
| RU2713279C1 (ru) * | 2019-03-26 | 2020-02-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции заколонных перетоков в скважине |
| RU2739181C1 (ru) * | 2020-06-10 | 2020-12-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ изоляции заколонных перетоков в добывающей скважине |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2806988C1 (ru) * | 2023-03-03 | 2023-11-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ глушения и вывода из эксплуатации нагнетательной скважины на ремонт |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2459934C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
| RU2612061C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных залежей | |
| RU2231630C1 (ru) | Способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин | |
| RU2176021C2 (ru) | Способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта | |
| RU2774251C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах | |
| RU2320854C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2534262C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины | |
| RU2524800C1 (ru) | Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами | |
| Ousterhout | Field applications of abrasive-jetting techniques | |
| RU2191886C2 (ru) | Способ изоляции водопроявляющих пластов | |
| RU2543004C1 (ru) | Способ кислотного продольно-щелевого гидравлического разрыва низкопроницаемого терригенного коллектора | |
| RU2543005C1 (ru) | Способ восстановления обводненной скважины | |
| RU2661935C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в добывающей скважине, вскрывшей водонефтяную залежь | |
| RU2651829C1 (ru) | Способ предупреждения языкообразования подошвенных вод в горизонтальной скважине малой протяженности | |
| RU2359113C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2776018C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающей скважине из нижележащего водоносного горизонта | |
| RU2174595C1 (ru) | Способ изоляции водонасыщенных пластов эксплуатационных скважин | |
| RU2631512C1 (ru) | Способ изоляции притока подошвенных вод в нефтяных скважинах | |
| RU2152511C1 (ru) | Способ вскрытия продуктивного пласта в обсаженной скважине | |
| RU2194842C2 (ru) | Способ гидроизоляции пластов при заканчивании строительства скважины | |
| RU2762321C1 (ru) | Технология разработки высокопроницаемого пласта-коллектора, насыщенного газом и подстилаемого пластовой водой | |
| RU2757836C1 (ru) | Способ разработки зонально-неоднородной нефтяной залежи | |
| RU2732746C1 (ru) | Способ разработки мощной слабопроницаемой нефтяной залежи с применением закачки воды и газа | |
| RU2784709C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта на карбонатной залежи высоковязкой нефти | |
| RU2784138C1 (ru) | Способ закачки бинарных смесей в пласт |