Способ заканчивания строительства скважины

Способ заканчивания строительства скважины

Реферат

 

Изобретение относится к области разработки нефтяных и газовых месторождений и может быть использовано для вскрытия продуктивных пластов и оборудования в их интервале эксплуатационных колонн фильтрами при заканчивании строительства скважин. Обеспечивает повышение эффективности вскрытия продуктивного пласта. Сущность изобретения: по способу спускают в пробуренную скважину эксплуатационную колонну с фильтром. Его оборудуют заглушками отверстий фильтра из материала, разрушаемого при химическом воздействии. Устанавливают эксплуатационную колонну в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта. Тампонируют эксплуатационную колонну с фильтром и выдерживают скважину в течение времени ожидания затвердения тампонажного материала. Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). Заполняют полость НКТ газом при открытом затрубном пространстве, а скважину в интервале фильтра - химическим реагентом. Газом оттесняют скважинную жидкость до низа НКТ. После закрытия затрубного пространства и выдержки скважины на время разрушения заглушек отверстий фильтра в скважину через колонну НКТ и фильтр нагнетают газ с переменным давлением до соединения закачиваемого газа с пластовым флюидом. Обратной промывкой производят очистку скважины от продуктов реакции. В тампонажный материал в интервале фильтра добавляют материал, растворимый химическим реагентом, подаваемым в скважину для разрушения заглушек отверстий фильтра. 1 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных и газовых месторождений и может быть использовано для вскрытия продуктивных пластов и оборудования в их интервале эксплуатационных колонн фильтрами при заканчивании строительства скважин.

Известен способ заканчивания строительства скважин, включающий извлечение из скважины колонны бурильных труб, спуск эксплуатационной колонны в пробуренную скважину, ее тампонирование, ожидание затвердения тампонажного материала (цемента), опрессовку эксплуатационной колонны, проведение перфорации обсадной колонны и цементного камня в заданном интервале продуктивного пласта, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и последующее освоениe скважины [1].

Недостатками этого способа является то, что при проведении перфорации количество и качествo создаваемых перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне трудно проконтролировать, происходит деформация эксплуатационной колонны, растрескивание цементного камня, поэтому нарушается герметичность заколонного пространства, кроме того, сам процесс перфорации является очень ответственной операцией с точки зрения техники безопасности, так как выполняется с использованием взрывчатых веществ, для его реализации привлекаются специализированные службы, что требует дополнительных материальных затрат.

Известен способ заканчивания скважин со слабоцементированными коллекторами, включающий расширение ствола скважины в интервале пласта-коллектора, тампонирование его проницаемым тампонажным составом с замедленными сроками схватывания, подбираемыми с учетом затрат времени на спускоподъемные и вспомогательные операции, спуск эксплуатационной колонны-фильтра до забоя после подъема бурильных труб и разбуривание в ней тампонажного стакана. При этом в качестве проницаемого тампонажного материала используют соленаполненный полимерный состав, разбуривание тампонажного стакана ведут с промывкой пресной водой, а после разбуривания и промывки тампонажного стакана через колонну-фильтр закачивают в пласт-коллектор раствор хлористого кальция [2].

К недостаткам данного способа заканчивания скважин следует отнести то, что он может быть применен в скважинах с малыми глубинами, поскольку при больших глубинах для извлечения из скважины бурильных труб и спуска в скважину эксплуатационной колонны-фильтра необходимо значительное время, за которое может произойти снижение качества соленаполненного тампонажного состава под действием скважинной жидкости. Кроме того, создаваемый тампонажный материал в интервале фильтра будет подвергаться постоянному разрушению в процессе эксплуатации скважины при наличии в ее продукции влаги.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ заканчивания строительства скважины, включающий спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром с заглушками отверстий фильтра из материала, разрушаемого при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, тампонирование эксплуатационной колонны с фильтром, ожидание затвердения тампонажного материала, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек отверстий фильтра, нагнетание газа с переменным давлением до соединения нагнетаемого газа с пластовым флюидом и очистку скважины от продуктов реакции [3].

Основными недостатками данного способа является то, что продольные ребра фильтра, служащие одновременно его центраторами, для обеспечения возможности спуска фильтра в скважину должны выполняться с меньшим диаметром, чем минимальный диаметр скважины по всей ее глубине, поэтому при тампонировании эксплуатационной колонны с фильтром пространство между продуктивным пластом и фильтрационными каналами в ребрах фильтра будет перекрыто тампонажным материалом. Такое недовскрытие продуктивного пласта осложняет освоение скважины и снижает ее продуктивность.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности вскрытия продуктивного пласта.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе заканчивания строительства скважины, включающем спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром с заглушками отверстий фильтра из материала, разрушаемого при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, тампонирование эксплуатационной колонны с фильтром, ожидание затвердения тампонажного материала, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек отверстий фильтра, нагнетание газа с переменным давлением до соединения нагнетаемого газа с пластовым флюидом и очистку скважины от продуктов реакции, согласно изобретению в тампонажный материал в интервале фильтра добавляют материал, растворимый химическим реагентом для разрушения заглушек отверстий фильтра, перед заполнением скважины химическим реагентом заполняют полость насосно-компрессорных труб газом при открытом затрубном пространстве на устье скважины и оттесняют им скважинную жидкость до низа насосно-компрессорных труб, а после заполнения скважины химическим реагентом его продавливают газом в затрубное пространство в интервал установки фильтра, после чего затрубное пространство на устье скважины закрывают, а последующее нагнетание газа осуществляют компрессором.

На чертеже представлена схема реализации способа заканчивания строительства скважины, где 1 - скважина, 2 - эксплуатационная колонна, 3 - колонна насосно-компрессорных труб, 4 - продуктивный пласт, 5 - фильтр, 6 - заглушки отверстий фильтра, 7 - центраторы, 8 - тампонажный материал, 9 - химический реагент, 10 - газ, 11 - техническая вода, 12 - граница проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт, 13 - зумпф.

Сущность изобретения заключается в следующем.

После бурения скважины на проектную глубину в скважину 1 спускают эксплуатационную колонну 2 с фильтром 5, устанавливаемым в интервале залегания продуктивного пласта 4. Спускаемый фильтр изготавливают из трубы (аналогичной трубам эксплуатационной колонны) с выполненными в ней отверстиями. Число и диаметр отверстий определяют из условия достижения требуемого совершенства скважины по характеру вскрытия пласта. Отверстия фильтра оборудуют заглушками 6 (например, из сплава магния), разрушаемыми химическим путем (например, соляной кислотой). Отверстия на фильтре располагают с таким расчетом, чтобы при его спуске в процессе эксплуатации скважина сообщалась с интервалами пласта, наиболее благоприятными с точки зрения отработки продуктивного пласта и дебита скважины. Длину и конструкцию заглушек выбирают с таким расчетом, чтобы зазор между заглушками и стенками скважины был минимальным. Для предохранения заглушек фильтра от механических повреждений при спуске колонны и для обеспечения равномерного тампонирования заколонного пространства эксплуатационная колонна 2 выше и ниже фильтра 5 снабжается центраторами 7. При большой длине фильтра центраторы могут быть установлены и на самом фильтре равномерно по всей его длине. После спуска эксплуатационной колонны 2 с фильтром 5 производят ее тампонирование и останавливают скважину на время ожидания затвердения тампонажного материала 8. В скважину спускают колонну НКТ 3 до низа искусственного забоя, меняют продавочную жидкость на техническую воду 11 и производят опрессовку эксплуатационной колонны 2. Далее низ НКТ устанавливают на уровне нижних отверстий фильтра 5 и при открытом затрубном пространстве на устье скважины закачивают газ 10 и оттесняют скважинную жидкость (техническую воду) 11 до низа НКТ 3. Затем в колонну НКТ 3 подается химический реагент 9, который за счет разности удельных весов реагента и газа падает в нижнюю часть НКТ. Химический реагент 9 нагнетанием газа 10 продавливают в затрубное пространство в интервал установки фильтра 5 и закрывают затрубное пространство на устье скважины. Скважина выдерживается в течение времени разрушения (растворения) заглушек отверстий фильтра под действием химического реагента, при этом продукты разрушения заглушек стекают в зумпф 13, а в затвердевшем тампонажном материале на месте заглушек отверстий фильтра образуются фильтрационные каналы. Время разрушения заглушек отверстий фильтра определяется опытным путем для конкретного их материала и применяемого химического реагента. Далее в скважину через колонну НКТ и фильтр нагнетают газ с переменным давлением до соединения закачиваемого газа с пластовым флюидом. Переменное давление закачиваемого газа создают для более эффективного разрушения и удаления затвердевшего тампонажного материала в зумпф из зазора между заглушками отверстий фильтра и продуктивным пластом. Закачиваемый газ 10 в призабойной зоне смешивается с фильтратом бурового раствора, проникает за границу его проникновения 12 в продуктивный пласт 4 и соединяется с пластовым флюидом, создавая фильтрационные каналы между продуктивным пластом и полостью скважины. Данный момент фиксируется на устье снижением и стабилизацией давления закачиваемого газа. Далее скважина переводится на очистку от продуктов реакции и остатков химического реагента. Для этого стравливается избыточное давление газа в НКТ, в затрубное пространство подается жидкость и обратной промывкой производится промывка скважины, при этом при необходимости в жидкость вводят добавки для исключения ее фильтрации в продуктивный пласт, а колонну НКТ спускают на глубину, обеспечивающую очистку зумпфа. После выполнения этих операций колонна НКТ устанавливается на необходимую глубину, а скважина переводится на освоение и испытание продуктивного пласта.

Когда есть опасность того, что закачиваемым газом и последующими операциями в скважине невозможно будет разрушить затвердевший тампонажный материал между продуктивным пластом и каналами на месте установки заглушек отверстий фильтра, в тампонажный материал в интервале фильтра при тампонировании эксплуатационной колонны добавляют материал (например, опилки или стружки материала, из которого изготавливают заглушки отверстий фильтра), растворимый химическим реагентом. В этом случае под действием химического реагента создаются фильтрационные каналы как в местах расположения заглушек отверстий фильтра, так и в затвердевшем тампонажном материале в интервале продуктивного пласта.

Пример реализации способа.

Продуктивный газовый пласт толщиной Н=20 м находится в интервале глубин 2000-1980 м, скважина под эксплуатационную колонну 168 мм (внешний диаметр D= 168,3 мм, внутренний диаметр D_в = 148,3 мм) пробурена долотами диаметром d_д = 215,9 мм на глубину L=2020 м. Фильтр изготавливается из двух обсадных труб с внешним диаметром D =168,3 мм и внутренним диаметром D_вф = 140,3 мм. Площадь поперечного сечения эксплуатационной колонны F_к= 154,5 см². Скважина оборудуется колонной НКТ с диаметрами: наружным D_нкт = 114,3 мм, внутренним d_в= 100,3 мм. В интервале продуктивного пласта используем тампонажный материал с добавками опилок (стружек) из алюминиевого сплава. Продавочную жидкость меняем на техническую воду плотностью _тв = 1,1 г/см³.

Определяем: - общую площадь проходных сечений отверстий фильтра F_ф задаваясь коэффициентом скважности фильтра 3: F_ф=3F_к=3154,5=463,5 см² - число отверстий фильтра с диаметром = 12 мм; n = 4F_ф/d²_o = 410 шт. - длину заглушек отверстий фильтра (с учетом зазора между заглушками и стенками скважины 2 мм для обеспечения проходимости фильтра при его спуске в скважину); 1_з=(d_д-D_вф)/2-2 = 35,8 мм - объем порции тампонажного материала V_т c добавками опилок или стружек из алюминиевого сплава (в объеме заколонного пространства интервала продуктивного пласта): V_т= (d²_д-D²)H/4 = 0,287 м³ - объем газа V_г (при нормальных условиях), закачиваемого в колонну НКТ для продавливания технической воды в заколонное пространство: - потребное максимальное давление, развиваемое компрессором, для реализации способа: P_к= L_нкттв/100+AP, МПa где AP - потери давления при фильтрации газа в продуктивный пласт (репрессия на продуктивный пласт). Принимая = 5 МПа, определяем P_к: P_к = 20001,1/100+5=27 МПа - объем порции химического реагента (раствора соляной кислоты), в объеме (V_р) кольцевого пространства между НКТ и фильтром: Реализация способа производится по описанной выше технологии с использованием рассчитанных объемов растворов и реагентов.

Использование описанного способа позволяет на стадии заканчивания строительства скважины контролировать качество вскрытия продуктивного пласта.

Источники информации 1. Спутник нефтегазопромыслового геолога. Под ред. И.П.Чоловского - М.: Недра, 1989, с. 183 - 187.

2. SU 727838 A, 15.04.80.

3. SU 1210507 A, 07.12.87.

Формула изобретения

Способ заканчивания строительства скважины, включающий спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром с заглушками отверстий фильтра из материала, разрушаемого при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, тампонирование эксплуатационной колонны с фильтром, ожидание затвердения тампонажного материала, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек отверстий фильтра, нагнетание газа с переменным давлением до соединения нагнетаемого газа с пластовым флюидом и очистку скважины от продуктов реакции, отличающийся тем, что в тампонажный материал в интервале фильтра добавляют материал, растворимый химическим реагентом для разрушения заглушек отверстий фильтра, перед заполнением скважины химическим реагентом заполняют полость насосно-компрессорных труб газом при открытом затрубном пространстве на устье скважины и оттесняют им скважинную жидкость до низа насосно-компрессорных труб, а после заполнения скважины химическим реагентом его продавливают газом в затрубное пространство в интервал установки фильтра, после чего затрубное пространство на устье скважины закрывают, а последующее нагнетание газа осуществляют компрессором.

РИСУНКИ

Рисунок 1