СПОСОБ ПЕРФОРАЦИИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН Российский патент 1996 года по МПК E21B43/116 

Изобретение относится к области нефтегазовой геологии и может быть использовано при поисках и разведке месторождений нефти и газа, в частности, при испытании интервалов геологического разреза скважин, расположенных в зоне межфлюидных контактов.

Известен способ перфорации обсадных колонн нефтегазовых скважин, включающий снаряжение перфоратора, спуск перфоратора в скважину, установку перфоратора в заданном интервале глубин разреза и перфорацию интервала с заданной плотностью отверстий (Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. Под. ред. В.М.Запорожца. -М. Недра, с. 543-549).

Однако известный способ перфорации обсадных колонн нефтегазовых скважин не позволяет произвести выбор типоразмера перфоратора, плотности перфоратора, условий перфорации, а конструктивные особенности перфораторов не содержат возможности снижения негативного последствия залповой перфорации на техническое состояние колонны обсадных труб и целостность цементного камня в затрубном пространстве скважины.

Известен способ перфорации обсадных колонн нефтегазовых скважин, включающий выбор метода перфорации, типоразмера перфоратора, плотности перфорации, снаряжение перфоратора, спуск перфоратора в скважину, привязку интервала перфорации к геологическому разрезу, определение фактического положения интервала перфорации и перфорацию продуктивного интервала с заданной плотностью отверстий ("Инструкция по вскрытию пластов стреляющими перфораторами в разведочных обсаженных нефтегазовых скважинах", изд. ВНИПИВзрывгеофизика, Раменское, 1987, 22 с.).

Однако при проведении перфорации интервалов разреза с использованием кумулятивных бескорпусных ленточных перфораторов неизбежно образование в колонне обсадных труб трещин из-за объемной деформации труб, растрескивания цементного камня за колонной труб и негерметичности резьбовых соединений муфт и труб в колонне. При изучения межфлюидных контактов посредством испытаний интервалов разреза в обсаженной скважине это неизбежно приводит к заколонным перетокам пластовой воды из водоносной части в продуктивную часть нефтегазоводоносного пласта в объемах, искажающих достоверную раздельную оценку дебитов нефти и воды при совместных притоках пластовых флюидов.

Заявленный способ перфорации обсадных труб нефтегазовых скважин позволяет получить новый технический результат снизить объемную деформацию обсадных труб, негерметичность резьбовых соединений муфт и труб и степень растрескивания цементного камня за колонной обсадных труб при перфорации интервалов обсадных колонн, например, расположенных в зоне межфлюидных контактов.

Новый технический результат достигается тем, что в известном способе перфорации обсадных колонн нефтегазовых скважин, включающем выбор перфоратора, плотности перфорации обсадной колонны, привязку интервала перфорации к геологическому разрезу, снаряжение перфоратора, спуск его в скважину, осуществление перфорации и определение фактического интервала перфорации в обсадной колонне, производят определение положения муфт на обсадных трубах в скважине в интервале перфорации при помощи локатора муфт, выбирают бескорпусной ленточный кумулятивный перфоратор в виде секций, длиной, равной протяженности интервала перфорации обсадной колонны и содержащей заряды в оболочке, выполненные с возможностью их селективного электрического подрыва и размещения с зазором в обсадной колонне относительно фронтальной части оболочки, и пустые секции между зарядами, длиной, равной сумме длин муфты и двух удвоенных расстояний между зарядами, а во время спуска перфоратора каждую его секцию с зарядами размещают симметрично относительно муфт, при этом перфорацию осуществляют в два залпа, первым залпом подрывают по два заряда, симметрично приближенных к центру секции и расположенных в каждой секции с зарядами, а вторым залпом остальные заряды.

Способ перфорации обсадных колонн нефтегазовых скважин осуществляют следующим образом.

По данным комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) выделяют в геологическом разрезе скважины, например, зону расположения межфлюидных контактов и определяют глубину интервала перфорации в скважине, обсаженной колонной труб. Затем выбирают метод перфорации и типоразмер перфоратора, а также плотность перфорации. Для определения глубинного положения муфт обсадных труб в интервале перфорации производят спуск в ствол скважины геофизический прибор локатор муфт и производят запись на диаграммную бумагу или магнитный носитель местоположение муфт по глубине скважины. После этого снаряжают кумулятивный бескорпусной ленточный перфоратор, для чего общую длину ленты перфоратора выбирают равной длине интервала перфорации, размечают на этой ленте необходимое число чередующихся секций с зарядами и пустых секций, каждый заряд снабжают устройством, исключающим соприкосновение фронтальной части оболочки заряда со стенкой скважины при нахождении перфоратора в скважине и размечают заряды по длине каждой секции с зарядами, равной единичной длине обсадной трубы или части ее. Размещение зарядов ведут таким образом, чтобы они располагались симметрично относительно концов полной секции, а крайние заряды отстояли от концов секции на величину удвоенного расстояния между зарядами, образующими заданную плотность отверстий. Например, при заданной плотности перфорационных отверстий 10 отверстий на метр интервала перфорации, т.е. 10 см на отверстие, крайние заряды в секции должны отстоять на 20 см от концов секции. Длина пустой секции складывается из длины муфты и двух удвоенных расстояний между зарядами, причем местоположение муфты размечают симметрично относительно концов пустой секции. При этом очевидно, что пустая секция образуется в случае превышения длины интервала перфорации относительно длины обсадной трубы и во всех случаях, когда длина интервала перфорации составляет несколько длин обсадных труб с муфтами. После разметки длины перфоратора и размещения зарядов собирают электрическую схему перфоратора с возможностью производства селективных залпов числом не менее двух. При этом первым залпом одновременно подрывают по два заряда, симметрично расположенных относительно центра секции, а вторым залпом, также одновременно, остальные заряды. Последовательность операций, выполняемых при реализации способа, иллюстрируется фиг.1, а снаряжение кумулятивного бескорпусного ленточного перфоратора и устройство, обеспечивающее зазор между фронтальной частью оболочки кумулятивного заряда и стенкой обсадной трубы при спуске перфоратора в скважину приведено на фиг.2.

Способ перфорации обсадных колонн нефтегазовых скважин изображен на фиг. 1, где обозначены следующие позиции: 1 муфта обсадной трубы, 2 - единичная обсадная труба, 3 местоположение муфты одной из труб, привязанное к глубине скважины и определенное при записи локатором муфт в стволе скважины, 4 перфорационные отверстия и их размещение по колонне труб, 5 локализация перфорационных отверстий после перфорации интервалов разреза, 6 интервал перфорации и технология селективной перфорации, 7 геофизический кабель, 8 - кумулятивный бескорпусной ленточный перфоратор, 9 один из зарядов перфоратора.

На фиг.2 изображен кумулятивный бескорпусной ленточный перфоратор, снаряженный для реализации способа: 1 головка перфоратора, 2 лента, 3 - кумулятивный заряд, 4 детонирующий шнур, 5 пустая секция, 6 секция с зарядами, 7 нижний наконечник перфоратора, 8 устройство, обеспечивающее зазор между фронтальной частью оболочки заряда и стенкой обсадной трубы.

Использование предлагаемого способа перфорации обсадных колонн нефтегазовых скважин обеспечивает по сравнению с существующими способами следующие преимущества:
а) снижается объемная деформация обсадных труб в скважине при перфорации интервалов разреза, т.е. "выпучивание" труб снижается на 2-3 мм;
б) снижается негерметичность резьбовых соединений муфт и труб из-за того, что зона расположения муфты и запретные расстояния по обе стороны от нее, а также каждая пустая секция перфоратора, длина которой равна длине муфты плюс запретные расстояния по обе стороны от нее, не содержат зарядов, а следовательно и не производится прострел колонны обсадных труб в опасной близости от муфт, расположенных по глубине в интервале перфорации;
в) снижение эффекта "выпучивания" труб при перфорации скважины приведет и к повышению целостности цементного камня за колонной труб.

Изложенные преимущества способа снижают вероятность перетоков пластовых вод при изучении межфлюидных контактов, что позволяет в процессе поисков и разведки месторождений нефти и газа достоверно определять глубинное положение межфлюидных контактов и оценивать запасы углеводородов.

Экономическая эффективность применения предлагаемого способа связана с повышением геологической эффективности работ на нефть и газ, а способ перфорации обсадных колонн нефтегазовых скважин технологически вписывается в процесс изучения нефтегазоносности геологических разрезов и не приводит к дополнительному увеличению затрат труда и средств при работах в скважине.

Использование: в области нефтегазовой геологии и может быть использовано при поисках и разведке месторождений нефти и газа, в частности, при испытании интервалов геологического разреза скважин, расположенных в зоне межфлюидных контактов. Обеспечивает снижение объемной деформации обсадных труб, негерметичности резьбовых соединений муфт и труб и степени растрескивания цементного камня за колонной обсадных труб при перфорации интервалов обсадных колонн, например, расположенных в зоне межфлюидных контактов. Сущность изобретения: по способу производят выбор перфоратора, плотности перфорации обсадной колонны, привязку интервала перфорации к геологическому разрезу. Затем снаряжают перфоратор. Спускают его в скважину. Осуществляют перфорацию и определяют фактическое положение интервала перфорации в обсадной колонне. При этом, перед перфорацией производят определение положения муфт на обсадных трубах в скважине в интервале перфорации. Это осуществляют при помощи локатора муфт. Выбирают бескорпусный ленточный кумулятивный перфоратор в виде секций. Длина его равна протяженности интервала перфорации обсадной колонны. Заряды принимают в оболочке. Они выполнены с возможностью их селективного электрического подрыва и размещения с зазором в обсадной колонне относительно фронтальной части оболочки. Пустые секции между зарядами принимают длиной, равной сумме длин муфты и двух удвоенных расстояний между зарядами. Во время спуска перфоратора каждую его секцию с зарядами размещают симметрично относительно муфт. Перфорацию осуществляют в два залпа. Первым залпом подрывают по два заряда, симметрично приближенных к центру секции и расположенных в каждой секции с зарядами. Вторым залпом подрывают остальные заряды. 2 ил.

Способ перфорации обсадных колонн нефтегазовых скважин, включающий выбор перфоратора, плотности перфорации обсадной колонны, привязку интервала перфорации к геологическому разрезу, снаряжение перфоратора, спуск его в скважину, осуществление перфорации и определение фактического положения интервала перфорации в обсадной колонне, отличающийся тем, что производят определение положения муфт на обсадных трубах в скважине в интервале перфорации при помощи локатора муфт, выбирают бескорпусной ленточный кумулятивный перфоратор в виде секций длиной, равной протяженности интервала перфорации обсадной колонны, и содержащей заряды в оболочке, выполненные с возможностью их селективного электрического подрыва и размещения с зазором в обсадной колонне относительно фронтальной части оболочки, и пустые секции между зарядами длиной, равной сумме длин муфты и двух удвоенных расстояний между зарядами, а во время спуска перфоратора каждую его секцию с зарядами размещают симметрично относительно муфт, при этом перфорацию осуществляют в два залпа, первым залпом подрывают по два заряда, симметрично приближенных к центру секции и расположенных в каждой секции с зарядами, а вторым залпом - остальные заряды.