(11) Номер публикации 2001107412
(13) Вид документа A
(14) Дата публикации 2003.02.20
(19) Страна публикации RU
(21) Регистрационный номер заявки 2001107412/03
(22) Дата подачи заявки 2001.03.21
(43) Дата публикации заявки 2003.02.20
(516) Номер редакции МПК 7
(51) Основной индекс МПК E21B43/32
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА СВОБОДНОГО ГАЗА В СКВАЖИНУ
(71) Имя заявителя ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех"
(72) Канзафаров Фидрат Яхьяевич, Леонов Василий Александрович, Донков Павел Владимирович, Ишмуратов Иршат Фаратович, Гафиуллин Марсель Гафиуллович, Савин Юрий Владимирович, Войтов Олег Вячеславович, Канзафарова Светлана Геннадьевна
(98) 628616, Тюменская обл., г. Нижневартовск, ул. Ленина, 2-П, оф.304, ООО НИИ "СибГеоТех"
1. Способ изоляции притока свободного газа в скважину, включающий создание газоизоляционного экрана и ввод скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что определяют глубину, мощность и простирание зоны изоляции, а также соответствующие ей параметры газоизоляционного экрана в зависимости от геолого-физических свойств пласта и/или физико-химических свойств пластовых флюидов, и/или прогнозируемого технологического режима скважины, затем создают газоизоляционный экран с заданными параметрами путем закачки в зону изоляции тампонирующих материалов, регулируя при этом их свойства, объем, последовательность и термобарические условия закачки, устанавливают технологический режим скважины, регистрируют динамику параметров технологического режима и физико-химических свойств добываемых флюидов и при отклонении их значений за пределы установленных границ повторно создают газоизоляционный экран или изменяют технологический режим скважин таким образом, чтобы обеспечить заданное значение критерия оптимизации.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве тампонирующих материалов используют смеси с жидкой дисперсионной средой, а дисперсной фазой является жидкость или/и газ, или/и твердое вещество с добавкой химреагентов или без них.
3. Способ по пп. 1 и 2, отличающийся тем, что в качестве дисперсионной среды используют углеводородную жидкость или/и воду, в качестве дисперсной жидкой фазы используют воду или/и углеводородную жидкость, или/и гелеобразующие составы, или/и жидкое стекло, или/и кремнийорганический состав, или/и КССБ (конденсированная сульфатно-спиртовая барда), в качестве дисперсной твердой фазы используют глину или/и цемент, или/и смолы, или/и парафины, или/и асфальтены, или/и битум, или/и деготь, или/и полиэтилен, или/и гудрон, или/и бентонит, или/и древесную муку, а в качестве дисперсной газовой фазы используют углеводородные газы или/и азот, или/и углекислый газ, в качестве химреагентов используют ПАВ или/и полимеры, или/и кислоты, или/и соли, или/и основания, или/и спирты, или/и гликоли, или/и кетоны, или/и эфиры.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве тампонирующих материалов используют водонефтяную эмульсию прямого или/и обратного типа с регулируемыми реологическими свойствами.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что создают газоизоляционный экран внутри пласта из водонефтяной эмульсии путем закачки в него воды или/и водного раствора щелочи, или/и водного раствора кислоты одновременно или/и раздельно, с добавкой ПАВ или/и кислой нефти, или/и композиции химреагентов пролонгированного действия, или/и путем закачки прямой водонефтяной эмульсии, инвертируемой в пластовых условиях в обратную водонефтяную эмульсию.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что изменяют параметры газоизоляционного экрана, а именно: количество слоев и оторочек, их объем, глубину их простирания, их толщину, их структурно механические свойства, их реологические свойства, причем параметры газоизоляционного экрана выбирают и изменяют в соответствии с воронкой депрессии при прогнозном технологическом режиме скважины, изменяя место закачки, или/и тампонирующие материалы, или/и их свойства, или/и их объем, или/и последовательность закачки тампонирующих материалов.
7. Способ по пп. 1-3, отличающийся тем, что по мере закачки тампонирующих материалов в зону изоляции постепенно или дискретно увеличивают структурно-механические свойства тампонирующих материалов.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что глубину, мощность и простирание зоны изоляции определяют по месту образования газового конуса или/и в интервале газонефтяного контакта, или/и в нижней части газонасыщенного пласта, или/и в верхней части нефтенасыщенного пласта, или/и в прослое с максимальной анизотропией проницаемости по мощности и простиранию, или/и над естественным разделителем газонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта, или/и под естественным разделителем газонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта.
9. Способ по пп. 1 и 8, отличающийся тем, что место образования газового конуса определяют при прогнозируемом технологическом режиме скважины или/и при минимально возможном забойном давлении в процессе эксплуатации скважины, или/и при оптимальном пластовом давлении в зоне отбора.
10. Способ по пп. 1 и 8 отличающийся тем, что в качестве естественного разделителя газонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта используют слой глины или/и слой с максимальной глинистостью коллектора, или/и слой с наименьшей вертикальной проницаемостью, или/и слой с наибольшей плотностью, или/и слой с наименьшим числом литологических окон.
11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачивают тампонирующие материалы в зону изоляции многократно, причем непрерывно или периодически, до достижения соответствующих параметров газоизоляционного экрана или/и по мере образования газового конуса, или/и при изменении технологического режима скважины, или/и при изменении технологических режимов взаимодействующих скважин.
12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что производят закачку тампонирующих материалов в газонасыщенную часть пласта, отделенную от нефтенасыщенной части, при этом отделяют газонасыщенную часть от нефтенасыщенной части пласта путем предварительной закачки до уровня газонефтяного контакта раствора повышенной плотности или/и буферной вязкопластичной жидкости, или/и путем установки пакера, или/и путем установки временного цементного моста, или/и путем раздельной перфорации - вначале газонасыщенной части пласта, а после закачки тампонирующих материалов - нефтенасыщенной части пласта.
13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед закачкой тампонирующих материалов осваивают скважину до достижения притока газа или/и до прорыва в газонасыщенную часть пласта нефти, или/и воды, или/и ранее закаченного в пласт тампонирующего материала.
14. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед или после закачки тампонирующих материалов на определенный изолируемый интервал накладывают металлический пластырь или/и разобщают его пакером или специальным раствором.
15. Способ по п. 1, отличающийся тем, что закачку тампонирующих материалов осуществляют в объеме равном объему пор в зоне изоляции или объему газа в газовом конусе или объему газа в газо-насыщенной части пласта околоскважинной зоны.
16. Способ по п. 1, отличающийся тем, что термобарические условия закачки тампонирующих материалов регулируют таким образом, чтобы создать соответствующие параметры газоизоляционного экрана или/и обеспечить их продавку в зону изоляции или в зону, где возможно образование газового конуса, причем закачку тампонирующих материалов производят с давлением меньше давления гидроразрыва пласта.
17. Способ по пп. 1 и 16, отличающийся тем, что в зоне изоляции создают и поддерживают термобарические условия образования АСПО или/и гидратов путем увеличения давления или/и снижения температуры, или/и изменения влажности газа, или/и изменения компонентного состава пластовых флюидов.
18. Способ по п. 1, отличающийся тем, что выбирают технологический режим работы скважины и регистрируют динамику параметров технологического режима и физико-химических свойств добываемых флюидов, постепенно уменьшая забойное давление до момента выноса первой порции индикатора закаченного вместе с тампонирующими материалами или/и отдельных элементов тампонирующего материала, или/и до увеличения газового фактора добываемой продукции, после чего устанавливают и поддерживают технологический режим скважины на уровне, предупреждающем прорыв газа через газоизоляционный экран.
19. Способ по п. 1, отличающийся тем, что процесс закачки тампонирующих материалов продолжают или/и повторяют до обеспечения требуемой приемистости зоны изоляции по тампонирующим материалам или/и по воде, или /и по нефти, или/и по газу при заданных термобарических условиях.
20. Способ по п. 1 или 5, или 6, отличающийся тем, что зону изоляции определяют с учетом взаимодействующих скважин, которые выявляют по корреляции технологических параметров - дебит или/и пластовое давление в зоне отбора, или/и забойное давление, или/и динамический уровень, и/или буферное давление, и/или межтрубное давление, и/или давление подачи рабочего агента, или/и обводненность добываемой продукции, и/или физико-химические свойства добываемой продукции.
21. Способ по п. 1, отличающийся тем, что устанавливают и изменяют технологический режим скважин в зависимости от технологических параметров взаимодействующих с ней скважин - забойное давление в скважине не должно быть меньше среднего забойного давления по группе взаимодействующих добывающих скважин в 1,7 раза.
22. Способ по п. 1, отличающийся тем, что непосредственно в момент закачки тампонирующих материалов в зону изоляции из другого интервала этой скважины производят отбор продукции или/и во взаимодействующих добывающих скважинах максимально снижают забойное давление.
23. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в процессе или/и после закачки тампонирующих материалов в пласт на него воздействуют репрессиями давлений и/или акустическими, и/или электромагнитными, и/или вибросейсмическим колебаниями.
24. Способ по п. 1, отличающийся тем, что изменяют технологический режим путем уменьшения давления в нефтенасыщенной или/и в газонасыщенной части пласта или создают газоизоляционный экран повторно, обеспечивая эксплуатацию скважины с прорывом газа не превышающем газовый фактор более чем в 2 раза, обеспечивая заданное значение критерия оптимизации.
25. Способ по пп. 1 и 24, отличающийся тем, что в качестве критерия оптимизации принимают максимальную добычу нефти или углеводородов за определенный период эксплуатации или/и максимальную нефте- или углеводородоотдачу, или/и достижение проектных значений забойного и пластового давления, или/и оптимальное газосодержание добываемой продукции, или/и газосодержание добываемой продукции, при котором достигается максимальный дебит скважины, или/и газосодержание добываемой продукции, при котором достигается минимальное забойное давление, или/и минимальную себестоимость добываемой продукции, или/и минимальный срок окупаемости операций по газоизоляции, или/и максимальную прибыль, или/и максимальный поток реальных денег.