СПОСОБ ИСПЫТАНИЯ СКВАЖИНЫ В ОТКРЫТОМ СТВОЛЕ Российский патент 2017 года по МПК E21B43/10 E21B49/08 E21B43/14 E21B43/25 

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для испытания и освоения глубоких скважин, для разреза с близко расположенными продуктивными пластами, а также в многопластовом разрезе, преимущественно на ачимовских или юрских отложениях.

Известны конструкции скважин для различных геолого-экономических условий, в которых, например, продуктивный пласт и породы над ним вскрывают долотом одного диаметра, в скважину до забоя спускают эксплуатационную колонну и цементируют. Связь скважины с пластом восстанавливают перфорацией. Существует вариант конструкции, при котором продуктивный пласт и вышележащие породы также вскрывают одним и тем же долотом, в скважину спускают эксплуатационную колонну с последующим манжетным цементированием. Связь скважины с пластом происходит по заранее перфорированным отверстиям в колонне напротив продуктивного пласта. Существует вариант конструкции, в котором скважину бурят до продуктивного пласта, затем спускают эксплуатационную колонну и цементируют. Вскрытие продуктивного пласта производят после цементирования колонны долотом меньшего диаметра, напротив нефтегазоносного пласта устанавливают перфорированный хвостовик. Эксплуатационную колонну спускают и цементируют до вскрытия пласта. Пласт вскрывают долотом меньшего диаметра и эксплуатируют с открытым стволом [В.В. Лазарев, Геология. Учебное пособие для студентов средних специальных учебных заведений, Издательский дом «ИН-ФОЛИО», 2010. С. 261-262].

Недостатками этих конструкций являются невозможность проведения селективного испытания нескольких пластов совершенных по степени и характеру вскрытия.

Известен способ исследования пластов в процессе проводки скважины, в котором в скважину спускают колонну бурильных труб с породоразрушающим инструментом и пакером, осуществляют вскрытие пластов бурением, спускают приборы с пробоотборником внутрь бурильных труб, проводят экспресс-исследования изолированного пакером пласта на приток и восстановление давления с отбором проб пластовых флюидов и последующую пробную эксплуатацию в открытом стволе скважины, причем пробную эксплуатацию проводят в течение 1-2 суток, осуществляя расхаживание инструмента с пакером [Патент РФ №2026965, Е21В 43/00, опубл. 20.01.1995].

Недостатками этого способа являются ограниченная продолжительность испытания из-за опасности прихвата инструмента в открытом стволе скважины, ограниченный отбор пластового флюида, малая глубина зоны дренирования пласта при испытании, повышенные требования к состоянию открытого ствола скважины, невозможность проводить газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации.

Известны способы испытания скважин с помощью трубного испытателя пластов (ИПТ), предусматривающие широкий диапазон измерений режимно-технологических характеристик исследования скважины, к которым относятся стандартные испытания скважин ИПТ, испытание объекта в сложных геологических условиях, селективное испытание с опорой на забой, селективное испытание с опорой на стенки скважины, испытание объекта с выпуском пластового флюида на поверхность, испытание с полной начальной депрессией и др. [Т.Д. Сухоносов. Испытание необсаженных скважин, М.: Недра, 1992. С. 7-9].

Недостатком способов испытания скважин с помощью ИПТ является ограниченная продолжительность испытания из-за опасности прихвата инструмента в открытом стволе скважины, ограниченный отбор пластового флюида, малая глубина зоны дренирования пласта при испытании, повышенные требования к состоянию открытого ствола скважины, невозможность проводить газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации.

Известен способ испытания разведочной скважины, в котором при испытании разведочной скважины перфорируют обсадную колонну, устанавливают фонтанную арматуру, спускают безмуфтовую длинномерную трубу до верхних отверстий интервала перфорации, заменяют технологический раствор на воду и воду на нефть. При необходимости снижают уровень, поднимают безмуфтовую длинномерную трубу, вызывают приток, отрабатывают скважину на факел до стабилизации устьевых параметров, спускают приборы для замера пластового давления и температуры, записывают кривую восстановления давления, отбирают глубинные и устьевые пробы пластового флюида, после чего вновь спускают безмуфтовую длинномерную трубу, задавливают скважину водой с последующей сменой воды на технологический раствор, устанавливают цементный мост и переходят на вышележащий объект, аналогично исследуют его, после испытания всех запланированных объектов скважину ликвидируют [Патент РФ №2383732, Е21В 49/00, опубл. 10.03.2010].

Недостатком этого способа является то, что в скважине с обсаженным и зацементированным продуктивным интервалом после вторичного вскрытия (перфорации) остается гидродинамическое несовершенство около скважинной зоны в продуктивном интервале. Скважина является несовершенной по характеру вскрытия, флюид из пласта проникает в ствол скважины не по всей вскрытой бурением поверхности пласта.

Известен способ установки скважинного фильтра, в котором в пробуренную скважину спускают по меньшей мере один скважинный фильтр, установленный внизу обсадной колонны. Скважинные фильтры могут быть установлены в составе обсадной колонны или в составе хвостовика, при этом хвостовик может быть зацементирован или установлен без цементации [Патент РФ №2378495, Е21В 43/08, Е21В 43/10, опубл. 10.01.2010].

Недостатком является то, что известная конструкция хвостовика и способ его установки не предусматривают возможность проведения селективного испытания нескольких пластов и газогидродинамических исследований на установившихся режимах фильтрации, прежде всего из-за способа установки хвостовика и необходимости после отвердения цемента производить разбуривание цементировочных пробок, седел пакеров и сбросовых элементов.

Известен способ испытания скважин, исследования пластов в процессе бурения и устройство для его осуществления, включающий спуск на бурильных трубах устройства с верхним и нижним пакерами, фильтром, глубинными приборами и башмаком до забоя, изоляцию пластов, создание депрессии на пласт, отбор глубинных проб для определения информации с обязательной регистрацией диаграмм давления, температуры и определения гидродинамических параметров пласта, причем фильтр перекрывает всю толщину пласта пакерами, депрессию производят глубинным электронасосом, снятие информации осуществляют по всей толщине пласта [Патент РФ №2366813, Е21В 47/10, Е21В 49/00 опубл. 10.09.2009].

Недостатками этого способа являются ограниченная продолжительность испытания из-за опасности прихвата инструмента в открытом стволе скважины, малая глубина зоны дренирования пласта при испытании, повышенные требования к состоянию открытого ствола скважины, невозможность проводить газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации, исследования для получения данных для подсчета запасов.

Задачей, на решение которой направлены заявляемые конструкция и способ, является разработка конструкции скважины и способа ее испытания, эксплуатационные возможности которых позволяют проводить испытания пластов совершенных по степени и характеру вскрытия, проводить исследования в объеме разведочной скважины для получения данных для подсчета запасов и последующего проектирования системы разработки месторождения, а также исследования, проводимые в эксплуатационной скважине по определению эксплуатационных характеристик пласта.

Технический результат заключается в расширении функциональных возможностей скважины, экономии материальных и временных затрат на разведку и разработку месторождений углеводородов за счет сокращения срока ввода месторождения в промышленную разработку.

Поставленная задача и технический результат по объекту - конструкция достигаются тем, что предлагаемая конструкция скважины для испытания пластов в открытом стволе содержит зацементированные и концентрично расположенные кондуктор, промежуточную колонну, эксплуатационную колонну и хвостовик-фильтр, закрепленный в нижней части эксплуатационной колонны при помощи подвесного устройства, при этом эксплуатационная колонна расположена над верхним перспективным пластом и спущена до его кровли, а указанный хвостовик-фильтр содержит ряд секций, каждая из которых состоит из последовательно соединенных между собой обсадных труб, скважинных фильтров и заколонных пакеров, низ хвостовика-фильтра оборудован башмаком с обратным клапаном, причем каждый из заколонных пакеров установлен в интервале кровли и подошвы каждого перспективного пласта, а скважинные фильтры расположены в интервалах перспективных пластов.

Поставленная задача и технический результат по объекту - способ достигаются тем, что в способе испытания скважины в открытом стволе, при котором бурят перспективный интервал ствола скважины, по совокупности геологической, технической и геофизической информации определяют расположение перспективных пластов, спускают хвостовик-фильтр по п. 1 на транспортировочной колонне для сохранения устойчивости стенок ствола скважины, крепят хвостовик-фильтр в эксплуатационной колонне при помощи подвесного устройства, промывают скважину через башмак с обратным клапаном, закачивают технологическую жидкость в интервал перспективных пластов, разобщают пласты при помощи заколонных пакеров, спускают комплект испытательных инструментов на трубах, создают депрессию на пласт и вызывают приток пластового флюида, отрабатывают скважину с целью очистки призабойной зоны пласта, проводят газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации, отбирают глубинные и устьевые пробы пластового флюида, извлекают комплект испытательных инструментов, задавливают водой исследованный пласт, после чего воду заменяют на технологический раствор, следующие пласты испытывают аналогичным образом, после испытания всех пластов, интерпретации записей глубинных приборов и анализа проб пластового флюида определяют продуктивные пласты, дающие промышленный приток, скважину готовят к опытно-промышленной эксплуатации.

Обязательным условием получения достоверных данных является максимально возможное сохранение природных фильтрационных свойств вскрываемых пород и обеспечение гидравлической связи между породой и скважиной. Именно заявленная конструкция скважины при осуществлении способа обеспечивает полноту и качество исследований за счет возможности проводить неограниченные по времени испытания в незацементированных продуктивных интервалах ствола скважины в необходимом объеме, за счет изоляции этих пластов заколонными пакерами и за счет того, что хвостовик-фильтр выполняет функцию обсадной колонны в интервале испытаний, обеспечивает устойчивость стенок ствола скважины и исключает необходимость вторичного вскрытия пластов. Также конструкция позволяет применить экспресс-метод для получения информации в скважине поинтервально за один спуск-подъем комплекта испытательных инструментов.

Заявленная группа изобретений соответствует требованию единства изобретений, поскольку образует единый изобретательский замысел, причем один из заявленных объектов группы - конструкция скважины для испытания пластов в открытом стволе предназначена для осуществления другого объекта - способа. При этом оба объекта группы направлены на решение одних и тех же задач с получением единого технического результата.

На фиг. 1, показана конструкция скважины. На фиг. 2 показана конструкция скважины с компоновкой испытательных инструментов с одним пакером для испытания снизу вверх. На фиг. 3 показана конструкция скважины с компоновкой испытательных инструментов с двумя пакерами для испытания снизу вверх и сверху вниз.

Конструкция скважины для испытания пластов в открытом стволе содержит зацементированные и концентрично расположенные кондуктор 1, промежуточную колонну 2, эксплуатационную колонну 3 и хвостовик-фильтр 4. Хвостовик-фильтр 4 закреплен в нижней части эксплуатационной колонны 3 при помощи подвесного устройства 5. Хвостовик-фильтр 4 содержит ряд секций, каждая из которых состоит из последовательно соединенных между собой обсадных труб 6, скважинных фильтров 7 и заколонных пакеров 8. Низ хвостовика-фильтра 4 оборудован башмаком с обратным клапаном 9. Заколонные пакеры 8 установлены в интервалах кровли и подошвы каждого перспективного пласта 10. Скважинные фильтры 7 расположены в интервалах перспективных пластов 10.

Способ осуществляется следующим образом.

В скважине, включающей зацементированные и концентрично расположенные, кондуктор 1, промежуточную колонну 2, эксплуатационную колонну 3 и бурят перспективный интервал ствола скважины. По совокупности геологической, технической и геофизической информации определяют расположение перспективных (продуктивных) пластов 10. Затем спускают хвостовик-фильтр 4 на транспортировочной колонне (на фиг. не показано) для сохранения устойчивости стенок ствола скважины. Крепят хвостовик-фильтр 4 в эксплуатационной колонне 3 при помощи подвесного устройства 5. Хвостовик-фильтр 4 содержит подвесное устройство 5, обсадные трубы 6, скважинные фильтры 7, заколонные пакеры 8 и башмак с обратным клапаном 9. Крепление производят таким образом, чтобы скважинные фильтры 7 были установлены в интервалах перспективных пластов 10, а заколонные пакеры 8 в интервалах кровли и подошвы перспективных пластов 10. Башмак с обратным клапаном 9 располагают на забое скважины. После крепления хвостовика-фильтра 4 в эксплуатационной колонне 3 скважину промывают через башмак с обратным клапаном 9 при помощи устройства изоляции фильтра (на фиг. не показано), которое входит в состав подвесного устройства 5 или с использованием заглушек фильтра (на фиг. не показано). После чего в интервал перспективных пластов 10 закачивают технологическую жидкость, активизируют заколонные пакера 8, в результате этого пласты разобщаются по заколонному пространству.

Для испытания первого перспективного пласта (объекта) 10, методом снизу вверх (фиг. 2), в скважину на трубах 11 спускают комплект испытательных инструментов 12. Производят испытание всей мощности перспективного пласта 10 в объеме, включающем создание депрессии на пласт, вызов притока пластового флюида, отработку скважины с целью очистки призабойной зоны пласта, газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации, отбор глубинных и устьевых проб пластового флюида. Регистрации данных исследования может производиться автономными и дистанционными приборами.

После завершения работ по испытанию перспективного пласта 10 комплект испытательных инструментов 12 извлекают. Затем исследованный пласт задавливают водой, после чего воду заменяют на технологический раствор. Следующие перспективные пласты испытывают аналогичным образом компоновкой испытательных инструментов с двумя пакерами (фиг. 3).

В варианте испытания сверху вниз (фиг. 3) при использовании компоновки испытательных инструментов с двумя пакерами, перспективные пласты 10 испытывают аналогичным образом.

После проведения испытаний всех перспективных пластов 10, интерпретации записей глубинных приборов и анализа проб пластового флюида определяют продуктивные пласты, дающие приток углеводородов промышленного значения. После этого скважину готовят для осуществления опытно-промышленной эксплуатации.

В результате расширения функциональных возможностей скважины сокращается время на разведку и разработку месторождения углеводородов.

Пример осуществления способа.

В скважине с конструкцией, включающей направление диаметром 530 мм, кондуктор диаметром 426 мм, первую промежуточную колонну диаметром 324 мм, вторую промежуточную колонну диаметром 245 мм, эксплуатационную колонну диаметром 168 мм с глубиной спуска 2010 м, производят бурение продуктивного интервала ствола от 3010 м до 3210 м. Определяют расположение перспективных пластов (объектов) по косвенным признакам, полученным на основе изучения данных полученных методами геолого-технического контроля, геофизических исследований, гидродинамического каротажа, а также на основе данных с соседних скважин. Производят спуск хвостовика-фильтра диаметром 114 мм на транспортировочной бурильной колонне диаметром 73-89 мм, его крепление в эксплуатационной колонне при помощи подвесного устройства. В состав хвостовика-фильтра входят подвесное устройство типа ПХН. 114/168 УИФ с возможностью осуществления промывок забоя, обсадные трубы диаметром 114 мм, скважинные фильтры типа ФБ.114 диаметром 114 мм, заколонные пакера, обратный клапан типа КОШ.114 и башмак колонный типа БК 114. При этом скважинные фильтры типа ФБ.114 устанавливаются в интервалах перспективных пластов Ю₁^1-2 3030-3060 м; Ю₁^2-4 3090-3110 м; Ю₂^1-2 3170-3205 м, а заколонные пакеры в интервалах перемычек этих пластов (3010-3030 м, 3060-3090 м, 3110-3170 м). Скважину промывают через башмак с обратным клапаном, затем в интервал перспективных пластов закачивается технологическая жидкость. Для разобщения перспективных пластов по заколонному пространству в скважину спускают специализированный инструмент при помощи которого производится активация заколонных пакеров.

Затем в скважину на трубах бурильных или насосно-компрессорных трубах (НКТ) спускают комплект испытательных инструментов, типа МИГ-80. Проводят испытание перспективного пласта, которое включает: создание депрессии, вызов притока, отработку скважины с целью очистки призабойной зоны пласта, вывод скважины на установившийся режим и газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации. Для регистрации данных исследования в скважину спускают глубинные приборы для замера давления, расхода, влажности, температуры, пробоотборники. После завершения работ глубинные приборы извлекают, анализируют записи глубинных приборов и пробы пластового флюида. Затем исследуемый пласт задавливают водой, заменяют воду на технологический раствор. Если по результатам испытаний не получен ожидаемый результат, устанавливают изоляционный мост (мостовая пробка, цементный мост или их сочетание) для перехода к вышележащему пласту (объекту).

Следующий перспективный пласт (объект) испытывают аналогичным образом. В зависимости от полученных результатов после испытания пласты ликвидируют или консервируют для осуществления последующей опытно-промышленной эксплуатации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для испытания и освоения глубоких скважин с близкорасположенными продуктивными пластами, а также в многопластовом разрезе, преимущественно на ачимовские или юрские отложения. Технический результат – повышение эффективности способа. По способу бурят перспективный интервал ствола скважины. По совокупности геологической, технической и геофизической информации определяют расположение перспективных пластов. Спускают хвостовик-фильтр на транспортировочной колонне для сохранения устойчивости стенок ствола скважины. Хвостовик-фильтр образуют из ряда секций, каждая из которых состоит из последовательно соединенных между собой обсадных труб, скважинных фильтров и заколонных пакеров. Низ хвостовика-фильтра оборудуют башмаком с обратным клапаном. Хвостовик-фильтр образуют с возможностью использования компоновки испытательного инструмента с одним или двумя пакерами для проведения испытаний всех пластов в направлениях снизу вверх или сверху вниз соответственно. Крепят хвостовик-фильтр в эксплуатационной колонне при помощи подвесного устройства. Промывают скважину через башмак с обратным клапаном. Закачивают забойную жидкость в интервал перспективных пластов. Разобщают пласты при помощи заколонных пакеров. Спускают комплект испытательных инструментов на трубах. Создают депрессию на пласт и вызывают приток пластового флюида. Отрабатывают скважину с целью очистки призабойной зоны пласта. Проводят газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации. Отбирают глубинные и устьевые пробы пластового флюида. Извлекают комплект испытательных инструментов. Задавливают водой исследованный пласт. После этого воду заменяют на технологический раствор. Следующие пласты испытывают аналогичным образом. После испытания всех пластов, интерпретации записей глубинных приборов и анализа проб пластового флюида определяют продуктивные пласты, дающие промышленный приток. Скважину готовят к опытно-промышленной эксплуатации. 3 ил.

Способ испытания скважины в открытом стволе, при котором бурят перспективный интервал ствола скважины, по совокупности геологической, технической и геофизической информации определяют расположение перспективных пластов, спускают хвостовик-фильтр на транспортировочной колонне для сохранения устойчивости стенок ствола скважины, хвостовик-фильтр образуют из ряда секций, каждая из которых состоит из последовательно соединенных между собой обсадных труб, скважинных фильтров и заколонных пакеров, низ хвостовика-фильтра оборудуют башмаком с обратным клапаном, хвостовик-фильтр образуют с возможностью использования компоновки испытательного инструмента с одним или двумя пакерами для проведения испытаний всех пластов в направлениях снизу вверх или сверху вниз соответственно, крепят хвостовик-фильтр в эксплуатационной колонне при помощи подвесного устройства, промывают скважину через башмак с обратным клапаном, закачивают забойную жидкость в интервал перспективных пластов, разобщают пласты при помощи заколонных пакеров, спускают комплект испытательных инструментов на трубах, создают депрессию на пласт и вызывают приток пластового флюида, отрабатывают скважину с целью очистки призабойной зоны пласта, проводят газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации, отбирают глубинные и устьевые пробы пластового флюида, извлекают комплект испытательных инструментов, задавливают водой исследованный пласт, после чего воду заменяют на технологический раствор, следующие пласты испытывают аналогичным образом, после испытания всех пластов, интерпретации записей глубинных приборов и анализа проб пластового флюида определяют продуктивные пласты, дающие промышленный приток, скважину готовят к опытно-промышленной эксплуатации.