СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ ТРУБ В СКВАЖИНЕ Российский патент 1997 года по МПК E21B33/14 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции продуктивного пласта при цементировании эксплуатационной колонны труб с целью предотвращения контакта тампонажного раствора с нефтегазоносной частью пласта.

Известен способ разобщения пластов в обсаженной скважине путем закачки тампонажного раствора в обсадную колонну, продавки между разобщаемыми пластами после затвердевания тампонажного раствора [I]
Основным недостатком вышеизложенного способа является невозможность изоляции продуктивного пласта от воздействия тампонажного раствора в процессе цементирования.

Известен способ селективной изоляции продуктивного пласта при цементировании эксплуатационной колонны труб в скважине, реализованной в одноименном устройстве. Способ включает установку пакерующих устройств, жестко закрепленных на корпусе, под подошвой и над кровлей пласта, промывку буровым раствором и герметизацию затрубного пространства путем раскрытия пакерующих устройств с последующим закачиванием тампонажного раствора в затрубное пространство через кольцевой канал корпуса [2] Однако фиксированное соединение пакерующих узлов в силу конструктивных особенностей устройства, в котором он реализован, позволяет изолировать только конкретные пласты определенной мощности не более 8 10 м, а для изоляции пластов большой толщины (>10 м) он непригоден, так как возможности его ограничены длиной корпуса, на котором размещены пакерующие устройства, т.е. известный способ не обладает универсальностью.

Кроме того, в известном способе затруднено применение вязких тампонажных растворов с наполнителями из-за ограниченного размера кольцевого канала, что особенно опасно при больших толщинах пластов (большой длине устройства) из-за повышения давления и возникновения аварийной ситуации (срыва процесса из-за загустевания и схватывания цементного раствора). Еще одним недостатком, выявленным при применении устройства и способа прототипа на практике, является то, что наличие корпуса (наружной трубы), приводящего к увеличению диаметра устройства и его жесткости на изгиб, не позволяет применять его в скважинах с большой кривизной ствола, т.к. устройство застревает в стволе в процессе спуска колонны в скважину.

И, наконец, большая металлоемкость и громоздкость конструкции устройства делает этот способ неудобным в эксплуатации.

Таким образом, задача, решаемая изобретением, может быть сформулирована следующим образом: создание надежного и универсального способа изоляции продуктивного пласта любой толщины от ниже и вышележащих пластов. Поставленную задачу решает предлагаемый способ изоляции продуктивного пласта при цементировании эксплуатационной колонны труб, включающий установку пакерующих устройств под подошвой и над кровлей продуктивного пласта в затрубном пространстве, промывку ствола скважины, герметизацию затрубного пространства путем раскрытия пакерующих устройств и закачивание тампонажного цементного раствора в затрубное пространство, в котором, над верхним пакерующим узлом устанавливают цементировочную муфту, а герметизацию заколонного пространства осуществляют вначале под подошвой продуктивного пласта путем раскрытия нижнего пакерующего узла, а затем над кровлей продуктивного пласта путем раскрытия верхнего пакерующего узла, при этом закачивание цементного раствора осуществляют вначале под нижней пакерующий узел под давлением, а затем через цементировочную муфту.

Проведение процесса изоляции в две стадии дает возможность последовательно и независимо зацементировать заколонное пространство и разобщить пласты, расположенные ниже и выше нефтеносного пласта. При необходимости в данном способе обсадная колонна между пакерующими устройствами может быть снабжена растворимыми в соляной кислоте магниевыми заглушками, что позволит произвести бесперфорационное (безударное) вторичное вскрытие нефтяного пласта. Это повышает герметичность цементного кольца и ускоряет освоение скважин. Поиск по отличительным признакам выявил двухступенчатый способ цементирования скважин с помощью цементировочной муфты, по которому сначала цементируют нижнюю ступень нижнюю часть обсадной колонны, а затем - верхнюю, т. е. цементирование также проводят в две стадии (Вадецкий Ю.В. "Бурение нефтяных и газовых скважин, М. Недра, 1985 г. с. 356).

Описанный способ не может быть применен для отсечения продуктивного пласта. В известном способе цементируют нефтеносные пласты, оставляя незацементированными непродуктивные интервалы в скважины, а порции цементного раствора разделяет порция продавочной жидкости (воды или глинистого раствора).

Из описания способа видно, что технологический процесс плохо управляем и добиться точного оставления незацементированным нефтеносную часть пласта невозможно. Особенно, если толщина нефтеносного пласта мала 2 10 м, такую толщину имеет преобладающая часть пластов всех месторождений. Между тем, точность отсечения нефтеносной части пласта должна быть в пределах 0,20 0,5 м, чего невозможно добиться техническим регулированием объема разделительной жидкости. В нашем способе вышеназванная точность отсечения нефтегазоносного пласта для исключения его контакта с цементным раствором достигается, благодаря наличию пакерующих узлов, точно устанавливаемых в намеченном интервале с помощью коррекции геофизическими методами (спускаются геофизические приборы и корректируется точность установки пакеров в кровле и подошве нефтеносного пласта с точностью до 0,2 0,3 м).

На фиг. 1, 2, 3, 4 показаны компановки колонны и стадии процесса изоляции предлагаемым способом, где 1 кольцо "стоп" для посадки верхней продавочной пробки; 2 муфта двухступенчатого цементирования; 3 верхнее пакерующее устройство; 4 посадочное кольцо для посадки падающей пробки или шара; 5 - обсадная труба эксплуатируемой колонны; 6 нижнее пакерующее устройство; 7 нижняя продавочная пробка; 8 срезное посадочное кольцо; 9 обратный клапан; 10 башмак; 11 сбрасываемый шар или падающая пробка; 12 верхняя продавочная пробка.

Способ осуществляется следующим образом.

В скважину спускают компановку колонны, собранную с учетом толщины вскрытого бурением нефтегазоносного пласта, как показано на рис. 1, и устанавливают пакерующие устройства против кровли и подошвы нефтегазоносного пласта. Приготавливают и закачивают в колонну расчетного количество цементного раствора, затем с помощью продавочной пробки 7 (рис. 2) продавливают его в заколонное пространство от башмака 10 до нижнего пакерующего устройства 6. При дальнейшем повышении давления (выше расчетного) срезаются винты (на рисунке не показано) срезного кольца 8 и часть цементного раствора, находящегося под кольцом, задавливается в подпакерное пространство и в трещины (канал притока воды) водоносных пластов, расположенных ниже пакера 6, а также фильтрата цементного раствора в поры этих водоносных пластов, что приводит к уплотнению цементного камня в этом интервале. После завершения первой стадии цементирования в колонну сбрасывается шар или падающая пробка 11 (рис. 3), которая перекрывает отверстие в кольце 4. При повышении давления в колонне до расчетной величины срезаются стопорные винты (на рисунке не показаны), пакерующее устройство 3 раскрывается. Затем открываются отверстия цементировочной муфты, готовится и нагнетается в заколонное пространство цементный раствор, операция завершается посадкой продавочной пробки 12 на кольцо "стоп" 1 (рис. 4). После затвердения цемента пробки 11 и 12, цементный стакан между ними и кольца 1 и 4 разбуриваются и производится перфорация обсадных труб 5 против нефтегазоносной части пласта. При необходимости трубы 5 могут быть оборудованы растворимыми в кислоте заглушками, например, из магния или алюминия.

Пример конкретного выполнения способа
1. Исходные данные объекта.

Спуск эксплуатационной колонны предусмотрен до глубины 2050 м. Продуктивный пласт имеет толщину 20 м, кровля пласта находится на глубине 1980 м подошва на глубине 2000 м. Между продуктивным и водонапорным пластами имеется непроницаемая глинистая перемычка толщиной 2 м. Диаметр скважины 216 мм, наружный диаметр эксплуатационной колонны труб 146 мм.

2. Оснастка колонны:
башмак БК-146 на глубине 2050 м (забой), обратный клапан (ЦКОД) на глубине 2030 м; срезное кольцо "стоп" (стоп-кольцо) 2020 м; самоуплотняющийся пакет (пакерующая часть) на глубине 2000 м; верхний пакер на глубине 1980 м; выше цементировочная муфта. Колонна предварительно опрессовывается на 20 МПа, цементируют ее чистым цементным раствором плотностью 1850 кг/м³. Продавку цементного раствора за колонну производят глинистым раствором.

3. Проведение процесса.

3. 1. Готовится цементный раствор для осуществления первой стадии цементирования в объеме заколонного пространства под нижним пакером (1,2 м³) и плюс объем задавливаемого раствора (0,3 м) и стакана (0,15 м), всего 1,65 м³.

3. 2. Цементный раствор продавливают в заколонное пространство до посадки продавочной пробки на срезное "стоп" кольцо. Давление на преодоление гидравлических сопротивлений составит 2,2 МПа, на срез "стоп" кольца 7 МПа. Давление начала пакеровки 6 МПа. Тогда при давлении 9 МПа на устье произойдет срез "стоп-кольца" и задавливание цементного раствора в водоносные пласты под нижним пакером до давлений, не превышающих давление опрессовки, т.е. до давлений на устье 15 18 МПа. Затем процесс прекращают. В случае оставления небольшого количества цемента над ЦКОД-ом, его разбуривают.

3. 3. Сбрасывают в колонну подающую пробку до посадки ее на упорную втулку верхнего пакера (закрывающую отверстия пакера), при дальнейшем повышении давления до 6 МПа втулка двигается вниз, открываются отверстия пакера и осуществляется пакеровка, затем при дальнейшем повышении давления до 10 МПа открываются заливочные отверстия цементировочной муфты и производится промывка заколонного пространства. Готовится цементный раствор в объеме заколонного пространства над верхним пакерующим узлом, и продавливается за колонну. При получении давления "стоп" закрываются отверстия цементировочной муфты. Предлагаемый способ позволяет надежно изолировать продуктивный пласт любой толщины и защитить его от воздействия тампонажного раствора, что в конечном итоге дает возможность увеличить глубину выработки нефтяного пласта. Кроме того предлагаемый способ универсален и может быть применен в скважинах со значительной кривизной.

Способ в 1994 1995 гг. реализован на 3 скважинах (скв. 5136 Надеждинской нефтеносной площадки, скв. 59 Балтаевской площади, скв. 269 Таныпской площади), эксплуатирующих карбонатные пласты. Толщина отсеченной части пластов составила 20 40 м. По предварительным данным в этих скважинах удельный дебит нефти увеличился в 1,5 раза, а удельный коэффициент продуктивности в 3 раза.

Использование: в нефтедобывающей промышленности при изоляции продуктивного пласта во время цементирования эксплуатационной колонны труб. Обеспечивает создание надежного и универсального способа изоляции продуктивного пласта любой толщины от ниже и вышележащих пластов. Сущность изобретения: по способу на эксплуатационной колонне до ее спуска в скважину устанавливают верхний и нижний пакерующие узлы. Их устанавливают под подошвой и над кровлей продуктивного пласта. Над верхним пакерующим узлом устанавливают цементировочную муфту. Осуществляют герметизацию заколонного пространства. Для этого вначале герметизируют заколонное пространство под подошвой продуктивного пласта. Это осуществляют путем раскрытия нижнего пакерующего узла. Затем осуществляют аналогичную операцию над кровлей продуктивного пласта. Закачивают цементный раствор. Закачку осуществляют вначале под нижний пакерующий узел и под давлением. Потом осуществляют закачку цементного раствора через цементировочную муфту. 4 ил.

Способ селективной изоляции продуктивного пласта при цементировании эксплуатационной колонны труб в скважине, включающий установку на эксплуатационной колонне до спуска ее в скважину верхнего и нижнего пакерующих узлов с возможностью их размещения под подошвой и над кровлей продуктивного пласта, промывку колонны после ее спуска, герметизацию заколонного пространства путем раскрытия пакерующих узлов и закачивание цементного раствора, отличающийся тем, что над верхним пакерующим узлом устанавливают цементировочную муфту, а герметизацию заколонного пространства осуществляют вначале под подошвой продуктивного пласта путем раскрытия нижнего пакерующего узла, а затем над кровлей продуктивного пласта путем раскрытия верхнего пакерующего узла, при этом закачивание цементного раствора осуществляют вначале под нижний пакерующий узел под давлением, а затем через цементировочную муфту.