Способ заканчивания скважин Советский патент 1986 года по МПК E21B33/13 E21B33/14 

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к способам их строительства.

Целью изобретения является повышение эффективности заканчивания за счет уменьшения давления при цемен- . тировании, а также сокращения времени и средств на проведение подготовительных операций к перфорации колонны.

Способ заканчивания скважины осуществляют следующим образом.

Скважину крепят колонной с перекрытием сю продуктивного пласта. Затем осуществляют цементирование колонны с закачкой продавочной жидкости. Для того чтобы использовать продавочную жидкость в качестве агента для опрессовки колонны и не менят ее как перед опрессовкой, так и пе- ред перфорацией, в качестве продавочной жидкости используют составную жидкость. Для этого вначале закачивают порцию бурового раствора, а затем - порцию флюида продуктивного пласта (или флюида со свойствами флюида продуктивного пласта, например, по плотности, вязкости, содержанию твердой фазы и пр.). При этом первую порцию продавочной жидкости помещают на участке колонны, находящейся под наружным давлением, превышающим максимально возможное внутреннее рабочее давление. Плотность бурового раствора принимают из условия получения сзпммарного гидростатического давления в колонне, превьш1ающего давление в продуктивном пласте, сообщение с которым происходит во время перфорации.

На чертеже показано распределение избыточных давлений по глубине спуска эксплуатационной колонны в скважину.

На чертеже обозначено: 1 - вну- треннее избыточное давление; 2 - наружное избыточное давление;.Ру - дав .ление на устье эксплуатационной ко- лонны) Р - внутреннее минимальное избыточное давление, ниже которого резьбовое соединение не подвергается нагрузкам, при которых может быть вызвана их разгерметизация. .

На нижний интервал колонны ZL действует внешнее избыточное давление, которым полностью компенсировано внутреннее давление, поэтому нижняя часть колонны не подвергается опрес

j 0

15 0 5 о

0

5

5

0

320 .24

совке и может быть заполнена буровым раствором с необходимой плотностью. Плотность раствора компенсирует пониженную плотность пластового флюиду (например, воды, нефти и пр.) и выбирается такой, чтобы суммарная гидростатика в колонне была больше давления в продуктивном пласте. Как частньй случай может быть учтено давление Р, при котором гарантируется герметичность резьбовых соединений (определяется в каждом конкретном случае типом резьбового соединения) . Тогда больший интервал скважины может быть заполнен буровым раствором, но уже с меньшей плотностью, чем в первом случае.

Пример . Глубина скважины ( м, плотность бурового раствора кг/м, плотность воды кг/м , устьевое давление при эксплуатации скважины 6,0 МПа, плотность цементного раствора р 1600 кг/м , высота подъема цемента , h 800 м, плотность добьшаемого флюида кг/м , пластовое давление Р 36 Ша.

По известным формулам определяем Е (например, для частного случая с применением Р). По этим расчетам м или 1628 м.

При расчетах коэффициент безопасности К принят равным 0,6, или 1/1,7, в соответствии с коэффициентом запаса прочности при прочностном расчете обсадных колонн наклонно направленных скважин с интенсивностью скривления более 3,5 . Таким образом, перед цементированием необходимо увеличить плотность бурового раствора до 1700 кг/м .

Давление при цементировании по предлагаемому способу в сравнении с продавкой только водой уменьшится на 9,6 МПа.

При цементировании скважин часть интервала колонны на глубину 1372 м заполняют буровьм раствором плотностью 1700 кг/м, а остальную часть колонны заполняют водой до посадки цементировочной пробки на стопорное кольцо.

Применение предлагаемого способа позволит сократить цикл строительства скважин путем исключения операции замены воды на буровой раствор перед перфорацией колонны, сни3 . 1221320

зить трудоемкость работ при цементи- ровочной пробки на стопорное кольцо ровании скважин, предотвратить путем снижения давления при цемен- разрыв колонн при посадке .цементи- гировании.