RU2320856C1 - Способ эксплуатации нагнетательной скважины - Google Patents
Способ эксплуатации нагнетательной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2320856C1 RU2320856C1 RU2007113116/03A RU2007113116A RU2320856C1 RU 2320856 C1 RU2320856 C1 RU 2320856C1 RU 2007113116/03 A RU2007113116/03 A RU 2007113116/03A RU 2007113116 A RU2007113116 A RU 2007113116A RU 2320856 C1 RU2320856 C1 RU 2320856C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cement
- chalk
- well
- bridge
- solution
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нагнетательных скважин. Обеспечивает сохранение продуктивности скважины. Сущность изобретения: по способу проводят изоляцию нижнего высокопринимающего пласта. Для этого выполняют установку цементно-мелового моста в интервале нижнего высокопринимающего пласта с закачкой цементно-мелового раствора в указанный интервал под давлением и в течение времени, обеспечивающих частичное поступление цементно-мелового раствора в околоскважинную зону на расчетную глубину. Проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цементно-мелового раствора. После изоляции нижнего высокопринимающего пласта эксплуатируют верхние пласты закачкой в них рабочего агента - воды. Для повторной эксплуатации нижнего высокопринимающего пласта устраивают в скважине кислотную ванну для разрушения цементно-мелового моста, разбуривают цементно-меловой мост, производят спуск новой обсадной колонны меньшего диаметра, закачивают в пространство между старой и новой обсадной колоннами цементный раствор, проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цементного раствора и перфорируют обе обсадные колонны в интервале продуктивного пласта на глубину, превышающую расчетную глубину частичного поступления цементно-мелового раствора в околоскважинную зону.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нагнетательных скважин.
Известен способ заканчивания нефтяных и газовых скважин, включающий образование в пласте сети трещин и каналов с помощью перфоратора взрывного действия, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, крепление скважины, разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана и его удаление кислотной обработкой пласта в гидроимпульсном режиме с периодическим контролем темпа снижения давления, по резкому снижению которого судят об окончании операции обработки (Патент РФ №2225503, кл. Е21В 43/11, опубл. 2004.03.10).
Недостатком известного способа является то, что кислоторазрушаемый защитный экран проникает в пласт на большую глубину и кольматирует не только высокопроницаемые зоны, но и раскрывающиеся под большим давлением низкопроницаемые зоны, откуда удалить его при закачке раствора кислоты под типичным давлением обработки не представляется возможным. Кислоторазрушаемый защитный экран снижает проницаемость призабойной зоны, а следовательно, и продуктивность скважины.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации скважины, оборудованной старой обсадной колонной. В скважину спускают новую обсадную колонну меньшего диаметра. Разобщают полости закачкой в пространство между старой и новой обсадной колоннами антикоррозионной жидкости и объема цементного раствора, способного разрушаться в кислоте - цементно-мелового раствора. Устанавливают цементный мост из цементно-мелового раствора выше интервала перфорации и выше низа новой обсадной колонны. При необходимости замены новой обсадной колонны перфорируют новую обсадную колонну в месте постановки цементного моста и прокачивают раствор кислоты до разрушения цементного моста (Патент РФ №2164588, кл. Е21В 43/00, опубл. 2001.03.27).
Известный способ обеспечивает исключение потерь жидкостей через обсадную колонну и ремонтопригодность скважины. Однако способ сложен, требует применения новой меньшего диаметра обсадной колонны, что отрицательно сказывается на производительности скважины. Цементно-меловой раствор проникает в пласт на большую глубину и кольматирует призабойную зону пласта, снижая производительность скважины.
В изобретении решается задача сохранения продуктивности скважины.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации нагнетательной скважины, включающем спуск новой обсадной колонны меньшего диаметра, закачку в пространство между старой и новой обсадной колоннами раствора, установку цементно-мелового моста, разрушение раствором кислоты цементно-мелового моста, согласно изобретению при изоляции нижнего высокопринимающего пласта выполняют установку цементно-мелового моста в интервале нижнего высокопринимающего пласта с закачкой цементно-мелового раствора в указанный интервал под давлением и в течение времени, обеспечивающих частичное поступление цементно-мелового раствора в околоскважинную зону на расчетную глубину, эксплуатируют верхние пласты, для повторной эксплуатации нижнего высокопринимающего пласта устраивают в скважине кислотную ванну, разбуривают цементно-меловой мост, производят спуск новой обсадной колонны меньшего диаметра, закачивают в пространство между старой и новой обсадной колоннами цементный раствор и перфорируют обе обсадные колонны в интервале продуктивного пласта на глубину, превышающую расчетную глубину частичного поступления цементно-мелового раствора в околоскважинную зону.
Признаками изобретения являются:
1) спуск новой обсадной колонны меньшего диаметра;
2) закачка в пространство между старой и новой обсадной колоннами раствора;
3) установка цементно-мелового моста;
4) разрушение раствором кислоты цементно-мелового моста;
5) при изоляции нижнего высокопринимающего пласта установка цементно-мелового моста в интервале нижнего высокопринимающего пласта с закачкой цементно-мелового раствора в указанный интервал под давлением и в течение времени, обеспечивающих частичное поступление цементно-мелового раствора в околоскважинную зону на расчетную глубину;
6) эксплуатация верхних пластов;
7) для повторной эксплуатации нижнего высокопринимающего пласта выполнение в скважине кислотной ванны;
8) разбуривание цементно-мелового моста;
9) спуск новой обсадной колонны меньшего диаметра;
10) закачка в пространство между старой и новой обсадной колоннами цементного раствора;
11) перфорация обеих обсадных колонн в интервале продуктивного пласта на глубину, превышающую расчетную глубину частичного поступления цементно-мелового раствора в околоскважинную зону.
Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При эксплуатации скважины, вскрывшей многопластовую нефтяную залежь с пластами разной приемистости, возникает необходимость временного отключения некоторых интервалов пласта, чаще всего высокопринимающих, выработанных, поглощающих и т.п. При подключении таких интервалов возникает необходимость установки в скважине новой обсадной колонны. При таких работах неизбежно кольматируется призабойная зона скважины, снижается ее приемистость. Установка цементного моста приводит к изоляции интервала, однако цемент легко проникает в работающие интервалы пласта и снижает их продуктивность. Применение цементно-мелового раствора как кислоторазрушаемого защитного экрана далеко не всегда позволяет сохранить проницаемость работающих интервалов. Глубокое проникновение цементно-мелового раствора в пласт приводит к невозможности его разрушения кислотной обработкой. Применяемые объемы закачки тампонажных растворов порядка 1 м3/п.м. продуктивного интервала создают в пласте значительную закольматированную зону, разрушить которую не всегда удается кислотной обработкой.
В изобретении решается задача сохранения продуктивности скважины. Задача решается следующим образом.
При эксплуатации нагнетательной скважины проводят изоляцию нижнего высокопринимающего пласта. Для этого выполняют установку цементно-мелового моста в интервале нижнего высокопринимающего пласта с закачкой цементно-мелового раствора в указанный интервал под давлением и в течение времени, обеспечивающих частичное поступление цементно-мелового раствора в околоскважинную зону на расчетную глубину.
По расчету задают R - глубину поступления цементно-мелового раствора в околоскважинную зону, которая должна быть не более глубины будущей перфорации. Объем околоскважинной зоны V определяют произведение площади πR2 на высоту h околоскважинной зоны
V=πR2h,
где V - объем околоскважинной зоны, м3;
R - глубина поступления цементно-мелового раствора в околоскважинную зону, м;
h - высота околоскважинной зоны, м;
π=3,14.
Объем задавливаемого цементно-мелового раствора Vцем, м3 определяют как произведение объема околоскважинной зоны на пористость
Vцем=V m,
m - пористость коллектора в околоскважинной зоне, д. ед..
Доставляют цементно-меловой раствор в интервал нижнего пласта и продавливают в околоскважинную зону в объеме Vцем. Проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цементно-мелового раствора. После изоляции нижнего высокопринимающего пласта эксплуатируют верхние пласты закачкой в них рабочего агента (воды).
Для повторной эксплуатации нижнего высокопринимающего пласта устраивают в скважине кислотную ванну для разрушения цементно-мелового моста, разбуривают цементно-меловой мост, производят спуск новой обсадной колонны меньшего диаметра, закачивают в пространство между старой и новой обсадной колоннами цементный раствор, проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цементного раствора и перфорируют обе обсадные колонны в интервале продуктивного пласта на глубину, превышающую расчетную глубину частичного поступления цементно-мелового раствора в околоскважинную зону. При необходимости проводят кислотную обработку перфорированного интервала.
Соотношение цемента и мела в цементно-меловом растворе составляет 1:(0,1-0,4).
Наличие в околоскважинной зоне небольшой корки цементно-мелового камня предотвращает поступление цемента в околоскважинную зону при креплении новой обсадной колонны, а малая глубина корки позволяет восстановить проницаемость при перфорации или кислотной обработке.
Пример конкретного выполнения
Эксплуатируют нагнетательную скважину, вскрывшую многопластовую нефтяную залежь. Нижний пласт толщиной h=2 м и пористостью 0,2 должен быть отключен как высокопринимающий и поглощающий практически весь объем закачиваемого в скважину рабочего агента - воды. Проводят изоляцию нижнего высокопринимающего пласта. Для этого выполняют установку цементно-мелового моста в интервале нижнего высокопринимающего пласта с закачкой цементно-мелового раствора в указанный интервал под давлением и в течение времени, обеспечивающих частичное поступление цементно-мелового раствора в околоскважинную зону на расчетную глубину. Соотношение цемента и мела в цементно-меловом растворе составляет 1:0,3. Задают глубину поступления цементно-мелового раствора в околоскважинную зону R, которая должна быть 0,2 м. Из формулы
V=πR2h
находят
V=3,14·0,22·2=0,25 м3.
Отсюда объем задавливаемого цементно-мелового раствора Vцем, м3 определяют как произведение объема околоскважинной зоны на пористость
Vцем=V m=0,25·0,2=0,05 м3.
Доставляют цементно-меловой раствор в интервал нижнего пласта и продавливают в околоскважинную зону в объеме 0,05 м3. Проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цементно-мелового раствора. После изоляции нижнего высокопринимающего пласта эксплуатируют верхние пласты закачкой в них рабочего агента (воды).
Для повторной эксплуатации нижнего высокопринимающего пласта устраивают в скважине кислотную ванну для разрушения цементно-мелового моста, разбуривают цементно-меловой мост, производят спуск новой обсадной колонны меньшего диаметра, закачивают в пространство между старой и новой обсадной колоннами цементный раствор, проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цементного раствора и перфорируют обе обсадные колонны в интервале продуктивного пласта на глубину, превышающую расчетную глубину частичного поступления цементно-мелового раствора в околоскважинную зону. Применяют кумулятивную перфорацию с глубиной перфорационных отверстий 0,6 м. При необходимости проводят кислотную обработку перфорированного интервала.
Наличие в околоскважинной зоне небольшой корки цементно-мелового камня предотвращает поступление цемента в околоскважинную зону при креплении новой обсадной колонны, а малая глубина корки позволяет восстановить проницаемость при перфорации или кислотной обработке.
Claims (1)
- Способ эксплуатации нагнетательной скважины, включающий спуск новой обсадной колонны меньшего диаметра, закачку в пространство между старой и новой обсадной колоннами раствора, установку цементно-мелового моста, разрушение раствором кислоты цементно-мелового моста, отличающийся тем, что при изоляции нижнего высокопринимающего пласта выполняют установку цементно-мелового моста в интервале нижнего высокопринимающего пласта с закачкой цементно-мелового раствора в указанный интервал под давлением и в течение времени, обеспечивающих частичное поступление цементно-мелового раствора в околоскважинную зону на расчетную глубину, эксплуатируют верхние пласты, для повторной эксплуатации нижнего высокопринимающего пласта устраивают в скважине кислотную ванну, разбуривают цементно-меловой мост, производят спуск новой обсадной колонны меньшего диаметра, закачивают в пространство между старой и новой обсадной колоннами цементный раствор и перфорируют обе обсадные колонны в интервале продуктивного пласта на глубину, превышающую расчетную глубину частичного поступления цементно-мелового раствора в околоскважинную зону.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007113116/03A RU2320856C1 (ru) | 2007-04-10 | 2007-04-10 | Способ эксплуатации нагнетательной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007113116/03A RU2320856C1 (ru) | 2007-04-10 | 2007-04-10 | Способ эксплуатации нагнетательной скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2320856C1 true RU2320856C1 (ru) | 2008-03-27 |
Family
ID=39366333
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007113116/03A RU2320856C1 (ru) | 2007-04-10 | 2007-04-10 | Способ эксплуатации нагнетательной скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2320856C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2468186C1 (ru) * | 2011-06-29 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине |
-
2007
- 2007-04-10 RU RU2007113116/03A patent/RU2320856C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2468186C1 (ru) * | 2011-06-29 | 2012-11-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9938191B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| RU2485296C1 (ru) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| US20130319682A1 (en) | Well completion using a pumpable seat assembly | |
| US11492885B2 (en) | Hydraulic fracturing systems and methods | |
| RU2457323C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями | |
| RU2320854C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2427703C1 (ru) | Способ строительства скважин многопластового нефтяного месторождения | |
| US20190112902A1 (en) | Treatment isolation in restimulations with inner wellbore casing | |
| RU2320856C1 (ru) | Способ эксплуатации нагнетательной скважины | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2494247C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2258803C1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта | |
| RU2580532C2 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине | |
| RU2705643C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| RU2471062C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине | |
| RU2528805C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах | |
| RU2520033C1 (ru) | Способ строительства горизонтальной нефтедобывающей скважины | |
| RU2378493C1 (ru) | Способ расконсервации нефтегазовой скважины с негерметичной эксплуатационной колонной в условиях наличия в разрезе многолетнемерзлых пород | |
| RU2359113C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2543004C1 (ru) | Способ кислотного продольно-щелевого гидравлического разрыва низкопроницаемого терригенного коллектора | |
| RU2295628C1 (ru) | Способ строительства скважины | |
| RU2775849C1 (ru) | Способ повышения герметичности затрубного пространства нефтяных и газовых скважин (варианты) | |
| RU2527978C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| RU2724705C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140411 |