SU1021763A1 - Способ изол ции пластовых вод - Google Patents

Abstract

СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД, включаюгдай герметизацию .усть  скважины, закачку газа в межтрубное пространство и закачку тампонажнОго раствора в насосно-компрессорные трубы, отли.чающийс   тем, что, с целью повышени  эффективности процесса изол ции путем исключени  поглощени  тампонажного раствора продуктивным пластом, газ в межтрубное пространство закачиваетс  до мсмента, пока давление в нем не станет равным пластовому, а после закачки тгилпонажного раствора межтрубное пространство скважины сообщают с трубгелм. S 1C vl ф со

Description

Изобретение относитс  к нефтегазодобывающей промыиленности, в частности к изол ции продуктивных пластов от проникновени  пластовых вод. Известен способ изол ции пластовых -вод в скважинах путем гидравлического разрыва пласта с последующим заполнением образовавшейс  трещины тампонирующим материалом, например глинистым раствором с песком 1. Недостатке данного способа  вл етс  то, ч::о   услови х аномальнонизких пластовых давлений (АНПД) свойственных истощенным газовым месторождени м , и при высокой проницаемости пласта, создание трещин путем гидравлического разрыва происходит по всей эффективной мощности продуктивного пласта, что приводит к полной кольматации призабойной зоны в результате поглощени  пластом жидкости песконосител . При этом значительно снижаетс  проницаемость призабойной зоны и продуктивна  характеристика пласта-код1лектора. Наиболее близким к изобретению по технической сущности  вл етс  спо соб изол ции поглощающих пластов, включающий герметизацию усть  скважи ны, закачку газа в межтрубное пространство и закалку тампонажного рас вора в насоонокомпрессорные трубы. П ред закачкой тампонажного раствора устье скважины герметизируют и закачивают газ (можно закачивать и воз дух в затрубное пространство буриль ных труб до давлени , равного разнос ти гидростатических давлений столбов тампонажного раствора и вытеСИенной им промывочной жидкости, в зону поглощени  , и в момент выхода тампонаж ного раствора из бурильных труб газ из затрубного пространства стравливаетс | 2 . Недостатком известного способа  вл етс  то,.что тампонажный раствор продавливаетс  в зону поглощени  продавочной жидкости, что в услови х аномально-низких пластовых давлений не- исключает поглощени  тампонажного раствора продуктивным пластом, та как гидростатическое давление, созда заемое столбом.продавочной жидкости заведомо выше пластового давлени . j Целью изобретени   вл етс  повы;шение эффективности проц-есса изол ци путем исключени  поглощени  тампонаж ного раствора продуктивным пластом. цель достигаетс  тем,, что согласн способу изол ции пластовых вод, вклю чающему закачку газа в .межтрубное пространство и закачку тампонажного раствора в насосно-компрессорные трубы, газ в меоктрубное пространство закачивают до момента, йока давление в нем не станет равным пластовому, а после закдчки :рампонажного раствора межтрубное пространство- скважин сообщают с трубным. Сущность способа заключаетс  в том, что при изол ции продуктивных горизонтов с аномально-низким пластовым давлением доставка тампонажного раствора к зоне изол ции происходит |под давлением силы т жести раствора. На чертеже приведена схема осу{ществлени  предлагаемого способа. Перед проведением процесса изол ции скважину глушат трехфазной пенкой. В колонне насосно-компрессорных труб (НКТ 1 монтируют обратный клапан 2с таким расчетом., чтобы можно было произвести подъем НКТ, по окончании процесса изол ции на 20-30 м и выше .KPOBJHI зоны изол ции. На устье скважины монтируют устьевой . герметизатор 3, позвол ющий проводить спуско-подъемные операции под -давлением . После этого при открытой задйижке 4 на выкидной линии 5, закрытых задвижках 6 и 7, открывают, задвижку 8 на тройнике 9и продувают скважину воздухом или газом от пены при помощи компрессора 10. После очистки ствола скважины от пены закрывают задвижку 4, открывают задвижку 6 и поднимают давление в скважине до величиша , равной пластовому давлению, с целью исключить приток газа из пласта к забою скважины. Контроль давлени  осуществл ют по манометру 11. Затем закрывают задвижки б и 8, открывают задвижку 7 и агрегатом 12 заиачи- вают приготовленный тампонажный раствор в колонку НКТ в необходимом объеме. В момент окончани  закачки тампонажного раствора закрывают задвижку 7 а открывают задвижки б и 8 на крестовине фо тааной арматугйа, тем самым сообща  межтрубное пространство скважины с внутренней полостьюНКТ . Происходит вьфавнивание над столбом таютонажногр раствора и под ним, в результате тампонажный раствор опускаетс  на забой скважины под действием сшил собственного веса. Врем  опускани  тампонажного раствора на забой определ етс  вьфажением где Ь - врем  опускани  та мпонажного раствора на забой, с; Н- глубина спуска насосно-ком прессорных труб, м , VQ- скорость опускани  тампонажного раствора, м/с. По истечении времени, необходимого дл  опускани  тампонажного расзтвора да забой, и заполнени  изолируемой зоны , закрывают задаижку б и при герметизированном устье под давлением колонну насосно-компрессорных труб поднимшот на 20-30 м выше уровн  раствора во избежание прихвата. После

этого скважину под давлением оставл ют на период охватывани  и затвердевани  тампонажмого раствора. Затвердевший тампонажный материал образует в приэабойной зоне водонепроницаемый экран;-изолирующий верхнюю продуктивную часть аэоносного пласта от поступлени  пластовой воды, do окончании периода затвердевани  производ т подь м насосно-компрессорных труб, скважину глушат пеной, демонтируют обратный клапан, устьевой герметизатор, вновь осваившт скважину и передают в эксплуатацию.

Предлагаемый способ проьюл опытно-проьалопенные испытани  на скважине 150 ееверо-Ставропольско1ч месторождени . После ликвидахши песчаной пробки в скважине обнаружили, что нижн   продуктивна  часть сильно обводнена. Обводненную часть пласта изолировали установкой цементного моста в интервале 782, м. Пластовое давление газоносного горизонта составл ло 0,9 МПа. Дл  вшюлненн  изол ционных работ на скважине произвели спуск насрсно-ксмшрессоЬных труб с обратным клапанс в до глубины 782,4 м.

Обратный клапан установили на глубине 80 м от усть . Устье скважины герметизировали при пс№Юи{и вращакю егос  устьевого герметизатор. После этого скважину продули выхлопнь1ми

газами от пены и подн. ли дгшление j в эксплуатационной колонне до 0,9 МПа на устье. Затем закачали цементный раствор в колонну насосно- компрессорных труб в объеме 0,945 мг В момент окончани  закачки цементного раствора соединили межтрубное пространство труб специальным тройником . При этом давление установилось fjQff тр цементный

0 раствор под собственным весом начгш опускатьс  на забой. По истечении 15 мин подн ли насосно-компрессорные трубы из скважины до обратного клапана, закЕЯАпи скважину на период

5 затвердени  цементного раствора (48ч), После этого отбили голову цементного моста допуском насосно-кс трессорных труб на глубине 730 м, т.е. в ресчетном интервале, скважину заглушили пеной, произвели демонтаж об0 ратного клапана, устьевого герметизатора , вновь освоили Скважину и сдали в эксплуатацию с дебитом 30 тыс. MVcyT. До ремонта скважис ..на работала с дебитом 2 тыс. .

Предлагаемый способ улучшает культуру произвбдства работ по капитальному ремонту сквс1жин,за счет сокращени  использовани  глинистого раствора и продавочной жидкости особенно в зимнее врем , кроме того, сокра ,1цаютс  потери природного газа.

Claims (1)

1. ^; СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД, включающий герметизацию устья скважины, закачку газа в межтрубное пространство и закачку тампонажного раствора в насосно-компрессорные трубы, отли.чающийс я тем, что, с целью повышения эффективности процесса изоляции путем исключения поглощения тампонажного раствора продуктивным пластом, газ в межтрубное пространство закачивается до момента, пока давление в нем не станет равным пластовому, а после закачки тампонажного раствора межтрубное пространство скважины сообщают с трубным.