СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН Российский патент 1998 года по МПК E21B43/11 E21B33/14 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин в условиях поздней стадии разработки месторождений.

Известен способ селективной изоляции продуктивного пласта при цементировании эксплуатационной колонны труб в скважине, реализуемой в одноименном устройстве. Способ предусматривает установку пакерующих устройств, жестко закрепленных на корпусе, расположенных под подошвой и над кровлей продуктивного пласта, промывку буровым раствором и герметизацию затрубного пространства путем раскрытия пакерующих устройств с последующим закачиванием тампонажного раствора в затрубное пространство через кольцевой канал корпуса [1]. Однако при использовании способа обязательна кумулятивная перфорация незацементированной части обсадной колонны, колебания которой увеличивают вероятность разгерметизации пакерующих элементов и разрушение цементного камня.

Известен способ вскрытия продуктивных пластов гидроструйной перфорацией, включающий вскрытие пласта, цементирование обсадной колонны, спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) с гидроперфоратором внутрь обсадной колонны, установку его напротив продуктивного пласта и гидроструйную перфорацию необходимого интервала перфорации [2].

Однако известный способ имеет существенные недостатки. Во-первых, он связан со значительным расходом энергии, необходимой для разрушения тела обсадной колонны. Во-вторых, из-за больших гидравлических сопротивлений при перфорации отверстий в обсадной колоннее резко теряется подводимая гидравлическая мощность, что не позволяет существенно увеличить площадь дренажа размывом и, следовательно, увеличить нефтеотдачу пласта, что особенно актуально в условиях поздней стадии разработки месторождений.

Задача изобретения - создание энергоемкого и эффективного способа заканчивания скважины в условиях поздней стадии разработки трудноизвлекаемых пластов.

Поставленную задачу решает предлагаемый способ заканчивания скважин, включающий вскрытие пласта, цементирование обсадной колонны, гидроструйную перфорацию продуктивной части пласта и освоение скважины, в котором, согласно изобретению, перед цементированием обсадную колонну оснащают гидромониторными насадками, закрытыми кислоторастворимыми заглушками напротив продуктивного пласта, затем цементируют с изоляцией продуктивной части пласта от цементного раствора, растворяют кислоторастворимые заглушки и проводят гидроструйную перфорацию скважины через гидромониторные насадки в изолированной части пласта с предварительной пакеровкой пространства внутри обсадной колонны, подвергаемой гидроструйной перфорации.

На фиг. 1-4 схематично изображены стадии осуществления вышеназванного способа. На схеме 1 показано устройство, установленное напротив продуктивного пласта перед процессом цементирования, на схеме 2 - спуск НКТ с пакером с дальнейшей кислотной ванной для растворения заглушек после цементирования, на схеме 3 - гидроструйная перфорация через насадки после срабатывания пакета 3а - в случае, когда нижние водоносные горизонты далеко, 3б - через верхние насадки в случае близкого расположения нижних водоносных пластов. Схема 4 - освоение через НКТ.

Способ осуществляют следуюшим образом. После вскрытия пласта спускают обсадную колонну, оснащенную гидромониторными насадками, закрытыми кислоторастворимыми заглушками, и устанавливают ее оснащенной частью напротив продуктивного пласта (фиг. 1). Затем колонну цементируют с изоляцией продуктивной части пласта от цементного раствора (например, с помощью устройства [1] , опускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) с пакером и проводят кислотную обработку части обсадной колонны для растворения заглушек (фиг. 2). Далее пакеруют межколонное пространство выше определенного количества гидромониторных насадок для эффективного размыва породы и осуществляют гидроструйную перфорацию скважины (обработку пласта), в результате которой в нижней его части образуются каверны 3а. Для образования каверны в кровле обрабатываемого пласта пакеруют межколонное пространство ниже определенного количества насадок, а закачку жидкости для гидроструйной перфорации осуществляют в межколонное пространство (фиг. 3б). После окончания процесса гидроструйной перфорации (обработки пласта) проводят освоение скважины.

1. Исходные данные для расчета процесса.

Скважина наклонная, по вертикали Н_скв = 1400 м.

Спуск эксплуатационной колонны осуществляют до глубины 1800 м. Продуктивный пласт мощностью 10 м имеет кровлю на глубине 1750 м, подошву 1760 м. Между продуктивным пластом, и нижним водонапорным имеется непроницаемая перемычка мощностью 2 м. Диаметр скважины (по долоту) 216 мм, наружный диаметр колонны 146 мм, внутренний 130 мм.

Оснастка низа колонны следующая: башмак БК-146 1800 м, ЦКОД на глубине 1870 м, УСИП (устройство селективной изоляции пласта) 1750-1760 м [1].

Предварительно опрессованную до 20,0 МПа колонну цементируют чистым цементным раствором плотностью 1850 кг/см², глинистый раствор в скважине имеет плотность 1200 кг/см². Продавку цементного раствора производят глинистым.

Оснастка низа НКТ при перфорации и освоении следующая: колонна НКТ 1770 м, пакер 1756 м, наружный диаметр НКТ 73 мм, внутренний диаметр 62,0 мм, насадки диаметром 7 мм 3 шт, на 1 п.м. в УСИП.

2. Расчет процесса цементирования.

а) объем цементного раствора подлежащего закачке в обсадную колонну в одну ступень, определяется следующим образом
V_ц.р = V₁ + V₂
где V₁ = 0,785•(D2скв

-d2н) - объем раствора для заполнения заколонного пространства до устья скважины;
V₁ = 0,785(0,216² - 0,146²)1800 = 36,7 м³,
а с учетом коэффициента кавернозности ствола скважины k = 1, 2
V₁ = 1,2•36,7 м³≈44,2 м³;
V₂ = 0,785•d2вк•(l_скв - l_цкод) = 0,785•0,13²•20 = 0,3 м³ - объем раствора ниже обратного клапана ЦКОД до забоя скважины внутри колонны, тогда
V = V₁ + V₂ = 44,2 + 0,3 = 44,5 м³ раствора.

а) Давление на устье в конце цементирования в момент посадки пробки на "стоп-кольцо"
P = P₁ + P₂
где P₁ = 0,1(γ_ц.р.•H_скв-γ_гл.р.•H_скв) = 0,1•1400•0,65 = 91 атм - перепад давлений, вызванных разностью плотностей цементного и глинистого растворов.

P₂ = 0,01•l_скв = 0,01•1800 = 18 атм - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в скважине.

P = 18атм + 91атм = 110 атм
После получения давления "стоп" P_стоп = 150 атм, давление внутри колонны стравливают до нуля и оставляют на период ожидания застывания цемента (Т_ОЗЦ = 24 ч);
в) После времени ОЗЦ производят спуск НКТ с пакером. Для растворения кислоторастворимых заглушек УСИПа в скважину закачивают 15%-ный раствор соляной кислоты (НСl). Необходимый объем раствора НСl определяется из следующего выражения
V_HCl = V₁ + V₂
где V₁ = 0,785•d2вн.нкт

•l_скв = 0,785•0,062²•1800 = 5,4 м³ - объем раствора, необходимый для заполнения колонны НКТ;
V₂ = 0,785(D2внкол.-d2нарНКТ)•(l_скв - l_кровли) = 0,785(0,13² - 0,073²)•(1800 - 17500) = 0,46 м³≈0,5 м³ - объем раствора, необходимый для заполнения затрубного пространства с перекрытием интервала продуктивного пласта.

Тогда V = 5,4 + 0,5≈ 6 м³
Время растворения заглушек t_min = 2 ч
3. Расчет процесса гидроразмыва.

После растворения заглушек и задавки раствора непрореагированной кислоты в продуктивный пласт под давлением устанавливают пакер в интервале 1756-1758 м и герметизируют это пространство. Ниже пакера в интервале 1758-1760 м остаются открытыми для истечения струй 6 гидромонтиторных насадок, а выше в интервале 1750-1756 м 18 насадок, выполняющих роль циркуляционных отверстий для вымыва породы на поверхность. Определяют необходимый расход глинистого раствора и потери напора для эффективной перфорации.

Для 6 гидромониторных насадок диаметром 7 мм максимальный расход составляет 23 м/с, а потери давления для глинистого раствора 13,4 МПа при эффективной скорости истечения струи из каждого насадка 100 м/с.

По РД-39-Р-0135648-001-89 находят, что буровой насос У8-6М с диаметром втулок 150 мм подходит для намыва каверн и расширения условного диаметра скважины. Далее проводят размыв нижней части продуктивного пласта, нагнетая глинистый раствор внутри колонны НКТ.

Время гидроразмыва породы насосом У8-6М примем равной времени гидроперфорации 70 мин.

Для перфорации верхней части пласта устанавливают пакер в интервале 1752-1754 м и герметизируют этот интервал в пространстве между НКТ и обсадной колонной. Выше пакера 6 гидромониторных насадок, а ниже - 18. Режим проведения процесса определен в разделе а). Проводят размыв верхней части продуктивного пласта, нагнетая глинистый раствор в затрубье между НКТ и обсадной колонной.

Изобретение позволяет повысить нефтеотдачу пластов с одновременной изоляцией продуктивного интервала по стволу скважины от ниже- и вышележащих близкорасположенных водоносных пластов в условиях поздней стадии разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Кроме того, предлагаемый способ менее энергоемок и более надежен при использовании.

Использование: в нефтегазодобывающей промышленности при заканчивании скважин. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта. Сущность изобретения: после вскрытия пласта в скважину спускают обсадную колонну. Предварительно ее оснащают гидромониторными насадками. Их закрывают кислоторастворимыми заглушками. Затем обсадную колонну цементируют с изоляцией продуктивной части пласта от цементного раствора. Растворяют заглушки и проводят гидроструйную перфорацию. Ее осуществляют через гидромониторные насадки. Пространство внутри обсадной колонны предварительно пакеруют. 4 ил.

Способ заканчивания скважин, включающий вскрытие пласта, цементирование обсадной колонны, гидроструйную перфорацию продуктивной части пласта и освоение скважины, отличающийся тем, что перед цементированием обсадную колонну оснащают гидромониторными насадками, закрытыми кислоторастворимыми заглушками напротив продуктивного интервала, затем цементируют с изоляцией продуктивной части пласта от цементного раствора, растворяют кислоторастворимые заглушки и проводят гидроструйную перфорацию скважины через гидромониторные насадки в изолированной части пласта с предварительной пакеровкой пространства внутри обсадной колонны, подвергаемой гидроструйной перфорации.