СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ НЕФТЯНОЙ МАЛОДЕБИТНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2016 года по МПК E21B43/11 E21B33/13 E21B43/27 

В практике строительства скважин известны четыре способа заканчивания скважин с образованием разных конструкций забоев: с открытым забоем; с закрытым или обсаженным забоем; с забоем, предотвращающим пескопроявление [Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб, для вузов / Ю.М. Басарыгин и др. - Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002. - С. 10-21].

В процессе строительства скважин зачастую вскрываются гидрофильные продуктивные нефтенасыщенные пласты, которые, являясь гетерогенной системой, состоят из множества пор и каналов, размеры которых изменяются от 1 до 500 мкм и более. В случае дополнительного воздействия фильтров бурового и цементного растворов, а также перфорационной среды происходит размыв глиносодержащих пород и образование водных барьеров в низкопроницаемых гидрофильных коллекторах.

Наиболее распространен способ заканчивания скважины с образованием закрытого забоя, когда вскрывают продуктивный пласт на всю толщину, спускают эксплуатационну (обсадную) колонну до проектной глубины, с перекрытием интервала продуктивного пласта, и после цементирования эксплуатационной колоны (тампонажных работ) проводят перфорацию объекта с последующим освоением скважины [Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов / Ю.М. Басарыгин и др. - Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002. - С. 21-22].

Недостатком данного способа заканчивания скважины является, негативное воздействие бурового раствора на цементное кольцо за эксплуатационной колонной между нею и горной породой при вторичном вскрытии продуктивного пласта, т.е. при кумулятивной перфорации эксплуатационной колонны, а также ухудшение фильтрационных свойств пласта, за счет проникновения фильтратов бурового и тампонажного растворов в глубину продуктивного пласта.

Известен способ заканчивания газовой скважины с образованием закрытого забоя, при котором в скважину спускают эксплуатационную колонну, промывают скважину заменой бурового раствора на техническую воду и осуществляют перфорацию эксплуатационной колонны на гибкой трубе колтюбинговой установки [патент №2438007, Е21В 43/00, Ε21В 33/12, Ε21В 34/06].

Недостатком данного способа заканчивания скважины является невозможность его применения в нефтяной скважине, длительность процесса заканчивания и большая его трудоемкость.

Наиболее близким техническим решением для нефтяной скважины и принятой за прототип является способ заканчивания скважины с образованием открытого забоя, когда скважина бурится до проектной глубины, при этом интервал продуктивного пласта остается не перекрытым, либо перекрывается фильтром [Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб, для вузов / Ю.М. Басарыгин и др. - Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002. - С. 12-13].

Недостатком этого способа является то, что в процессе освоения и интенсификации притока скважины происходит дополнительная кольматация фильтратами технологических растворов гидрофильного коллектора, что в свою очередь ведет к набуханию глинистых частиц, содержащихся в коллекторе и уменьшению гидравлического радиуса пор.

На основании изложенного предлагается способ заканчивания скважины, исключающий негативное воздействия на цементное кольцо за эксплуатационной колонной между нею и горной породой при вторичном вскрытии продуктивного пласта, т.е. при кумулятивной перфорации эксплуатационной колонны, а также позволяющий сохранить фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта близкими к природным, за счет исключения цементирования в интервале продуктивного пласта и контактирования фильтратов технологических жидкостей с коллектором.

Технический результат изобретения - сохранение устойчивости стенок ствола скважины и повышение дебитов нефти малодебитной скважины за счет капиллярной пропитки продуктивного пласта закачиваемой композицией.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что заканчивание нефтяной малодебитной скважины включает бурение ствола скважины под эксплуатационную колонну с первичным вскрытием продуктивного пласта на всю его толщину, спуск эксплуатационной колонны, оборудованной пакером манжетного цементирования и секцией обсадных труб с выполненными в них сквозными отверстиями, перекрытыми легкоплавкими вставками, например алюминиевыми, прямую промывку ствола скважины не менее двух циклов буровым раствором через башмак эксплуатационной колонны с последующим удалением бурового раствора из нижней части эксплуатационной колонны и заполнением ее нижней части в интервале всей толщины продуктивного пласта 3-процентным водным раствором хлорида кальция (CaCl₂), запакеровку пакера манжетного цементирования выше кровли продуктивного пласта в сцементированных глинистых пропластках с отсечением продуктивного пласта от вышележащих горных пород, цементирование затрубного пространства за эксплуатационной колонной, остановку (оставление) скважины на период ожидания затвердевания цемента и осуществления пропитки прискважинной зоны ионами кальция, находящимися в водном растворе хлорида кальция, с приданием ей гидрофобизирующих свойств, последующее разбуривание пакера, закачивание в подпакерное пространство скважины соляной кислоты (HCl) и разрушение легкоплавких вставок с освобождением сквозных отверстиий секции обсадных труб, и вызов притока из продуктивного пласта, например, созданием депрессии на пласт, при этом пакер манжетного цементирования размещен на глубине твердых сцементированных глинистых пропластках, а секция обсадных труб расположена ниже пакера и перекрывает всю толщину продуктивного пласта.

На фиг. 1 изображена схема спуска обсадной колонны и промывки ствола малодебитной скважины в гидрофильном пласте, на фиг. 2 - то же, при цементировании, на фиг. 3 - то же, при очистке забоя, на фиг. 4 - то же, при вызове притока из пласта.

Способ реализуется следующим образом.

В процессе закачивания нефтяной малодебитной скважины проводят бурение ствола 1 скважины под эксплуатационную колонну 2 с первичным вскрытием продуктивного пласта 3 на всю его толщину. В пробуренный ствол 1 скважины спускают эксплуатационную колонну 2. В нижней части эксплуатационной колонны 2 монтируется пакер 4 манжетного цементирования, а ниже него монтируется секция 5 обсадных труб.

При этом пакер 4 в составе эксплуатационной колонны 2 размещен так, чтобы он находился на глубине твердых сцементированных глинистых пропластков, а секция 5 обсадных труб располагалась в интервале продуктивного пласта 3 и перекрывала всю толщину продуктивного пласта 3.

В секции 5 обсадных труб выполнены сквозные отверстия 6, перекрытые легкоплавкими вставками 7, например алюминиевыми.

После спуска в скважину эксплуатационной колонны 2 осуществляют прямую промывку ствола скважины не менее двух циклов буровым раствором 8 через башмак 9 эксплуатационной колонны 2 с последующим удалением бурового раствора 8 из нижней части эксплуатационной колонны 2 и заполнением ее нижней части в интервале всей толщины продуктивного пласта 3-процентным водным раствором хлорида кальция 10 (CaCl₂).

Далее осуществляют запакеровку пакера 4, при этом уплотнительные манжеты пакера перекрывают заколонное пространство 11 между эксплуатационной колонной 2 и сцементированным глинистым пропластком 12 выше кровли 13 продуктивного пласта 3, отсекая продуктивный пласт 3 от вышележащих горных пород, препятствуя его загрязнению.

После этого через муфту ступенчатого цементирования (не показана), входящую в конструкцию пакера 4, осуществляют цементирование заколонного пространства 11 за эксплуатационной колонной 2 с выходом цементного раствора 14 до проектной глубины, например, для нефтяных скважин она составляет 150 м до устья.

Затем скважину останавливают, то есть на ней не проводятся никакие технологические операции на период ожидания затвердевания цемента и осуществления пропитки прискважинной зоны 15 ионами кальция, находящимися в водном растворе хлорида кальция, с приданием ей гидрофобизирующих свойств.

В процессе капилярной пропитки прискважинной зоны 15 водным раствором хлорида кальция CaCl₂ возникает осмотический и катионно-ионный обменный процесс: катионы более активного Са++ замещают ионы Na-, содержащиеся в терригенном коллекторе, что способствует снижению набухающей способности глинистых частиц, содержащихся в коллекторе (осушка прискважинной зоны), тем самым укрепляя стенки ствола скважины, и увеличению гидравлического радиуса пор коллектора, что в конечном итоге приведет к увеличению продуктивности скважины.

После затвердевания цементного раствора 14 в заколонном пространстве 11 и пропитки прискважинной зоны 15 проводят разбуривание пакера 4 на водном растворе хлорида кальция 10, в результате которого проходное отверстие эксплуатационной колонны 2 освобождается.

После повторной промывки скважины в подпакерное пространство скважины (то есть в пространство ниже пакера 4) закачивают 20-процентную соляную кислоту 16 (HCl), с помощью которой осуществляют разрушение легкоплавких вставок, перекрывающих сквозные отверстия 6 секции 5 обадных труб в эксплуатационной колонне 2, с освобождением сквозных отверстий 6 секции 5 обсадных труб.

В заключение осуществляют вызов притока нефти 17 из продуктивного пласта 3, например, созданием депрессии на пласт.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу заканчивания нефтяных малодебитных скважин с открытым забоем. Технический результат - сохранение устойчивости стенок ствола скважины и повышение дебитов нефти малодебитной скважины. По способу осуществляют бурение ствола скважины под эксплуатационную колонну с первичным вскрытием продуктивного пласта на всю его толщину. Спускают эксплуатационную колонну, оборудованную пакером манжетного цементирования и секцией обсадных труб с выполненными в них сквозными отверстиями, перекрытыми легкоплавкими вставками, например алюминиевыми. Осуществляют прямую промывку ствола скважины не менее двух циклов буровым раствором через башмак эксплуатационной колонны с последующим удалением бурового раствора из нижней части эксплуатационной колонны и заполнением ее нижней части в интервале всей толщины продуктивного пласта водным раствором хлорида кальция. Устанавливают пакер для возможности манжетного цементирования выше кровли продуктивного пласта в сцементированных глинистых пропластках с отсечением продуктивного пласта от вышележащих горных пород. Пакер размещают на глубине твердых сцементированных глинистых пропластов. Секцией обсадных труб, расположенных ниже пакер, перекрывают всю толщину продуктивного пласта. Цементируют затрубное пространство за эксплуатационной колонной. Выдерживают скважину на период ожидания затвердевания цемента и пропитки прискважинной зоны ионами кальция, находящимися в водном растворе хлорида кальция, с приданием ей гидрофобизирующих свойств. Разбуривают пакер. Закачивают в подпакерное пространство скважины соляную кислоту и разрушают легкоплавкие вставки с освобождением сквозных отверстий секции обсадных труб. Созданием депрессии вызывают приток из продуктивного пласта. 4 ил.

Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины, включающий бурение ствола скважины под эксплуатационную колонну с первичным вскрытием продуктивного пласта на всю его толщину, спуск эксплуатационной колонны, оборудованной пакером манжетного цементирования и секцией обсадных труб с выполненными в них сквозными отверстиями, перекрытыми легкоплавкими вставками, например алюминиевыми, прямую промывку ствола скважины не менее двух циклов буровым раствором через башмак эксплуатационной колонны с последующим удалением бурового раствора из нижней части эксплуатационной колонны и заполнением ее нижней части в интервале всей толщины продуктивного пласта 3-процентным водным раствором хлорида кальция, запакеровку пакера манжетного цементирования выше кровли продуктивного пласта в сцементированных глинистых пропластках с отсечением продуктивного пласта от вышележащих горных пород, цементирование затрубного пространства за эксплуатационной колонной, остановку - оставление скважины на период ожидания затвердевания цемента и осуществления пропитки прискважинной зоны ионами кальция, находящимися в водном растворе хлорида кальция, с приданием ей гидрофобизирующих свойств, последующее разбуривание пакера, закачивание в подпакерное пространство скважины соляной кислоты - HCl и разрушение легкоплавких вставок с освобождением сквозных отверстий секции обсадных труб, и вызов притока из продуктивного пласта, например, созданием депрессии на пласт, при этом пакер манжетного цементирования размещают на глубине твердых сцементированных глинистых пропластков, а секцию обсадных труб располагают ниже пакера и перекрывают всю толщину продуктивного пласта.