СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ Российский патент 2004 года по МПК E21B33/14 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии строительства скважин, и предназначено для крепления скважин, пробуренных на нефть, газ и воду.

Известен способ селективной изоляции продуктивного пласта при цементировании эксплуатационной колонны труб в скважине (см. пат. RU №2087674, Е 21 В 33/14, опубл. БИ №23 за 20.08.97), 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, при этом 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, при этом закачивание цементного раствора осуществляют вначале под нижний пакерующий узел под давлением, а затем через цементировочную муфту.

Недостатком известного способа является низкая надежность изоляции продуктивного пласта в случаях, когда стенки скважины осложнены неравномерной каверностью в интервале установки пакерующих устройств, кроме того, трудно обеспечить гарантированное срабатывание двух пакерующих устройств, что не исключает попадание цементного раствора в интервал продуктивного пласта, следует отметить также то, что для осуществления способа требуются сложные приспособления и дополнительные конструкции, что требует наличия высококвалифицированного персонала, а это в совокупности приводит к дополнительным материальным затратам.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ селективной изоляции продуктивного пласта при цементировании эксплуатационной колонны (см. пат. RU №2135740, Е 21 В 33/14, опубл. 27.08.99), включающий спуск в скважину обсадной колонны, оборудованной устройством для изоляции продуктивного пласта, размещение указанного устройства в скважине против продуктивного пласта и сообщение затрубного пространства скважины выше и ниже интервала продуктивного пласта посредством обводных каналов в указанном устройстве, разобщение затрубного пространства скважины и последующее цементирование затрубного пространства выше и ниже продуктивного пласта, причем разобщение продуктивного пласта производят путем закачки в интервал против продуктивного пласта до или после спуска обсадной колонны вязкоупругой смеси, после чего фиксируют столб вязкоупругой смеси против продуктивного пласта, а последующее цементирование производят по обводному каналу устройства для изоляции и по затрубному пространству скважины.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность и высокие материальные затраты за счет того что используются обводные каналы, которые приводят: во-первых, к уменьшению внутреннего проходного канала обсадной колонны, что усложняет дальнейшее использование данной скважины - потребуется дополнительное разфрезерование внутреннего диаметра обсадной колонны либо использование нестандартного оборудования для работ внутри скважины в интервале продуктивного пласта и ниже его; во вторых, усложняется освоение данной скважины, так как затруднена перфорация в интервале продуктивного пласта; в-третьих, увеличивает металлоемкость данного устройства, кроме того, использование пакера не гарантирует плотное прилегание к стволу скважины, осложненной неравномерной каверностью, что приводит к вымыванию вязкоупругой смеси либо, из-за разности плотностей с цементным раствором, к “всплыванию” либо “притоплению” данной смеси, все это в сумме приводит к неполной изоляции продуктивного пласта, что снижает эффективность использования данного способа.

Решаемая техническая задача состоит в том, чтобы создать такой способ для изоляции продуктивного пласта при цементировании эксплуатационной колонны, который, являясь эффективным, не был бы при этом дорогостоящим.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности изоляции продуктивного пласта и снижение материальных затрат.

Поставленная цель достигается описываемым способом изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны, включающим спуск в скважину обсадной колонны, оборудованной устройством для изоляции продуктивного пласта, закачку цементного раствора в затрубное пространство обсадной колонны, проталкивание цементного раствора продавочной жидкостью и разобщение затрубного пространства скважины.

Новым является то, что при спуске обсадной колонны в скважину забой оборудуют седлом, затем спускают колонну насосно-компрессорных труб с концевым ниппелем, перед цементированием же обсадной колонны в межтрубное пространство закачивают расчетное количество гидрофобного состава плотностью, равной плотности цементного раствора, затем ниппель вставляют в седло, после чего проталкивают цементный раствор продавочной жидкостью в затрубное пространство, по завершении цементирования внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб герметизируют, а в межтрубное пространство закачивают расчетное количество продавочной жидкости, причем в качестве устройства для изоляции продуктивного пласта используют обратные клапаны, расположенные на уровне подошвы продуктивного пласта.

Такая совокупность отличительных признаков приводит к надежности изоляции продуктивного пласта и экономической эффективности применения данного способа, который является простым и доступным. Использование гидрофобного состава не позволяет перемешиваться либо растворяться цементному раствору в ней, а то что гидрофобный состав имеет плотность, равную плотности цементного раствора, позволяет исключить пакерующие устройства, которые из-за своей ненадежности приводили в прототипе к некачественной изоляции пласта. В качестве гидрофобного состава могут быть использованы жидкость, раствор или состав, не изменяющие свои свойства за время, достаточное для затвердевания цементного раствора, не влияющие на свойства продуктивного пласта и достаточно легко извлекаемые после перфорации обсадной колонны, например битумная нефть, для подбора плотности, равной плотности цементного раствора, ее можно смешать с мелким песком либо добавить более легкие фракции нефти. Закачка гидрофобного состава после заполнения затрубного пространства скважины цементным раствором гарантирует попадание гидрофобного раствора в интервал продуктивного пласта и исключает смешение ее под действием внешних факторов, так как посторонних внешних воздействий не будет из-за завершения закачки цементного раствора в затрубное пространство. А благодаря отсутствию пакеров и использованию простых устройств - обратных клапанов, седла, расположенного на забое скважины, и концевого ниппеля на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) для изоляции продуктивного пласта, в данном способе приводит к достижению требуемого результата и снижению материальных затрат.

Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличительными признаками в заявляемом способе, т.е. о соответствии заявляемого решения критериям “новизна” и “изобретательский уровень”.

На фиг.1, 2, 3, 4 показан принцип осуществления предлагаемого способа.

На фиг.1 схематично показан этап: заполнение межтрубного пространства гидрофобным составом.

На фиг.2 схематично показан этап: закачка цементного раствора в межтрубное пространство.

На фиг.3 схематично показан этап: закачка гидрофобной жидкости в интервал продуктивного пласта путем закачки продавочной жидкости в межтрубное пространство и завершение процесса изоляции продуктивного пласта.

На фиг.4 схематично показан этап: промывка оборудования от остатков гидрофобной жидкости и цементного раствора.

Способ осуществляется в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

Перед спуском (см. фиг.1) обсадной колонны 1 в скважину 2 по геофизическим данным определяют интервал продуктивного пласта 3 и собирают конструкцию обсадной колонны 1 так, чтобы устройство 4 для изоляции продуктивного пласта 3 располагалось против или немного выше (порядка 1 метра) подошвы 5 продуктивного пласта 3 скважины 2, с учетом размещения на забое скважины 2 стандартного башмачного патрубка 6 с обратным клапаном 7 и седла 8 скважины 2. В нашем конкретном случае роль устройства 4 для изоляции продуктивного пласта 3 играют обратные клапаны (например, подпружиненный шарик, перекрывающий отверстие в обсадной колонне), размещенные по периметру обсадной колонны 1 на одном уровне и с одинаковыми режимами открывания (~2 МПа). После спуска обсадной колонны 1 в нее спускают до забоя колонну НКТ 9 с концевым ниппелем 10, имеющим уплотняющие элементы 11, которые при посадке ниппеля 10 в седло 8 предотвращают несанкционированные перетоки жидкостей из межтрубного пространства в затрубное. Затем колонну НКТ 9 приподнимают примерно на 1-2 м - на расстояние, позволяющее выйти ниппелю 10 из седла 8, и закачивают в межтрубное пространство между обсадной колонной 1 и колонной НКТ 9 расчетное количество гидрофобного состава 12 (битумная нефть с мелким песком) плотностью, равной плотности цементного раствора 13.

Расчетное количество гидрофобного состава определяют по формуле {1}

где V - объем закачиваемого гидрофобного состава, м³;

d₁ - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

h - интервал скважины от забоя до подошвы продуктивного пласта, м;

D - диаметр пробуренной скважины, м;

d₂ - наружный диаметр обсадной колонны, м;

Н - интервал продуктивного пласта, м;

α=1-1,05 - коэффициент, определяемый геофизическими исследованиями и учитывающий осложненность скважины кавернами.

Например: Ромашкинское месторождение скв. №24543 (НГДУ “Азнакаевскнефть”):

диаметр пробуренной скважины D=215,6 мм=0,2156 м;

наружный диаметр обсадной колонны d₂=146,1 мм=0,1461 м;

внутренний диаметр обсадной колонны d₁=132,1 мм=0,1321 м;

коэффициент, определяемый геофизическими исследованиями и

учитывающий осложненность скважины кавернами α=1,01;

искусственный забой - 1748 м, подошва продуктивного пласта - 1699 м, кровля продуктивного пласта - 1693 м, то есть

интервал продуктивного пласта Н=6 м;

интервал от забоя до подошвы продуктивного пласта h=49 м.

Следовательно:

Затем (см. фиг.2) колонну НКТ 9 опускают до входа концевого ниппеля 10 в седло 8 и разгружают на забой скважины 2, после чего производят цементирование стандартным способом до появления цементного раствора 13 (с применением цемента марки ПЦТ ГОСТ 1581-96 с плотностью 1,7-1,9 кг/см³) на устье скважины 2. По завершении цементирования (см. фиг.3) внутреннее пространство колонны НКТ 9 герметизируют устьевым краном 14 и в межтрубное пространство закачивают расчетное количество продавочной жидкости 15, объем которой меньше или равен объему затрубного пространства скважины 2 в интервале продуктивного пласта 3.

Расчетное количество продавочной жидкости определяют по формуле {2}:

где V₁ - объем закачиваемой продавочной жидкости, м³;

D - диаметр пробуренной скважины, м;

d₂ - наружный диаметр обсадной колонны, м;

Н - интервал продуктивного пласта, м.

α=1-1,05 - коэффициент, определяемый геофизическими исследованиями и учитывающий осложненность скважины кавернами.

Для примера берем ту же скважину. Ромашкинское месторождение скв. №24543 (НГДУ “Азнакаевскнефть”):

диаметр пробуренной скважины D=215,6 мм=0,2156 м;

наружный диаметр обсадной колонны d₂=146,1 мм=0,1461 м;

интервал продуктивного пласта Н=6 м;

коэффициент, определяемый геофизическими исследованиями и учитывающий осложненность скважины кавернами α=1,01;

Следовательно:

В результате обратные клапана 4 откроются, и гидрофобный состав 12 (битумная нефть с мелким песком плотностью, равной плотности цементного раствора 13) заполнит затрубное пространство скважины 2 в интервале продуктивного пласта 3. После чего (см. фиг.4) колонну НКТ 9 с концевым ниппелем 10 приподнимают на 2-5 м для выхода ниппеля 10 из седла 8, внутреннее пространство колонны НКТ 9 разгерметизируют и обратной циркуляцией продавочной жидкости 15 вымывают остатки цементного раствора 13 и гидрофобного состава 12 из внутритрубного пространства скважины 2.

Расчетное количество гидрофобного состава 12 при закачке в межтрубное пространство складывается из объема, необходимого для заполнения внутритрубного пространства скважины 2 от забоя до обратных клапанов 4, и объема, необходимого для изоляции продуктивного пласта 3 в затрубном пространстве скважины 2. А расчетное количество продавочной жидкости 15 закачивается в межтрубное простанство скважины 2 для выдавливания через обратные клапана 4 такого же объема гидрофобного состава 12 в затрубное пространство скважины 2, необходимого для изоляции продуктивного пласта 3.

На заключительном этапе колонну НКТ 9 с ниппелем 10 извлекают из скважины 2 (не показано). После выдержки времени, достаточного для затвердевания цементного раствора 13 (≈1 сутки), освоение скважины 2 производятся любыми известными способами.

Технико-экономический эффект предлагаемого способа изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны складывается за счет эффективности изоляции продуктивного пласта и снижения материальных затрат, простоты приемов и доступности используемых средств, обеспечивающих надежность и сравнительную по отношению к аналогичным способам их дешевизну.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии строительства скважин, и предназначено для крепления скважин, пробуренных на нефть, газ и воду. Обеспечивает повышение эффективности изоляции продуктивного пласта и снижение материальных затрат. Сущность изобретения: спускают в скважину обсадную колонну, оборудованную устройством для изоляции продуктивного пласта. Закачивают цементный раствор в затрубное пространство обсадной колонны. Проталкивают цементный раствор продавочной жидкостью. Разобщают затрубное пространство скважины. Согласно изобретению при спуске обсадной колонны в скважину забой оборудуют седлом. Спускают колонну насосно-компрессорных труб с концевым ниппелем. Перед цементированием обсадной колонны в межтрубное пространство закачивают расчетное количество гидрофобного состава плотностью, равной плотности цементного раствора. Ниппель вставляют в седло. Проталкивают цементный раствор продавочной жидкостью в затрубное пространство. По завершении цементирования внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб герметизируют. В межтрубное пространство закачивают расчетное количество продавочной жидкости. В качестве устройства для изоляции продуктивного пласта используют обратные клапаны, расположенные на уровне подошвы продуктивного пласта. 4 ил.

Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны, включающий спуск в скважину обсадной колонны, оборудованной устройством для изоляции продуктивного пласта, закачку цементного раствора в затрубное пространство обсадной колонны, проталкивание цементного раствора продавочной жидкостью и разобщение затрубного пространства скважины,отличающийся тем, что при спуске обсадной колонны в скважину забой оборудуют седлом, затем спускают колонну насосно-компрессорных труб с концевым ниппелем, перед цементированием же обсадной колонны в межтрубное пространство закачивают расчетное количество гидрофобного состава плотностью, равной плотности цементного раствора, затем ниппель вставляют в седло, после чего проталкивают цементный раствор продавочной жидкостью в затрубное пространство, по завершении цементирования внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб герметизируют, а в межтрубное пространство закачивают расчетное количество продавочной жидкости, причем в качестве устройства для изоляции продуктивного пласта используют обратные клапана, расположенные на уровне подошвы продуктивного пласта.