Способ заканчивания скважины, вскрывающей неустойчивый продуктивный пласт Советский патент 1990 года по МПК E21B33/13 E21B43/08 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам вскрытия неустойчивых и слабоцементированных продуктивных песчаников и заканчивания строительством геотермальных, а также нефтяных, газовых и других скважин, пробуренных на такие коллекторы.

Цель изобретения - повышение эффективности закрепления неустойчивых пород в геотермальной скважине

в зоне залегания пласта при высоких скоростях добываемой воды.

На фиг.1 и 2 изображен момент закачивания цементно-песчаной смеси в полость за щелевым хвостовиком; на фиг.З и 4 - закрепленная призабой- ная зона.

Па фиг.1 и 2 изображен ХВОСТОРИК 1 с щелями 2, опущенный на бурильной колонне 3 с шаровым разъединителем 4 в 5 при закачке ЦПС в полость 6, созданную растиркой открытого ствола скаажипы под эксплуатационной колонной 7, включая интервал залегания термоводоносного пласта 8

Шаровой разъединитель состоит из корпуса 9§ муфты-воронки 10, соединенных между собой шаровым-замком 11 шары которого подпружинены упругим элементом 12 (например, плоской пру- жиной). В корпусе на срезных штифтах 13 установлена втулка 14, запирающая полость шарового замка, а в этой втулке на средних штифтах 15 закреплена внутренняя втулка 16, пе- рекрывающая промывочные окна 17. На наружной поверхности корпуса выбраны продольные пазы 18, проходящие через полость шарового замка в полость муфты-воронки. Корпус в верх- ней части соединен с колонной бурильных труб 3, а в нижней части - с патрубком 19, содержащим обратный клапан 20. Могут быть применены и другие конструкции разъединителей.

Технология работ при использовании способа эаканчивання скважины заключается в следующем.

Курение . кважины до кровли (во- доупора ) продуктивного пласта 8 про- водят по известной технологии, спускают до забоя эксплуатационную колонну 7 и цементируют ее. После затвердевания цемента за колонной 7 последнюю спрессовывают на расчетное давление, спускают долото и углубляют скважину бурением со вскрытием пласта 8 и созданием зумпфа 5 под ним. Глубину эампфа 13 следует рассчитывать из условия обеспечения его объема V3, равного не менее половине объема породы Vn)p , выбираемой при увеличении диаметра расширяемого интервала h пол (между башмаком колонны 7 и подошвой продуктивного пласта 8 ) от номинального диаметра долота dAOA до диаметра D ПОЛ расширенной цилиндрической полости, т.е.

ff /П7А1 Ц

V, 7/ г-т (ПГОд- Лдол)-п

2 4

Учитывая, что

fi 4

ЙА«Л- 1г

где 1- - глубина зумпфа, можно легко определить, что

1l

(ВпсЛ- dAOA)

3 7 ЬПОЛ

d;u

.

, .Q jjjn25

.,

35

50

55

После создания зумпфа долото поднимают из скважины и в нее спускают (до башмака колонны 7) инструмент для раопирки (гидромониторный или механический расширитель).

Интенсивной промывкой с вращением и медленной подачей бурильной колонны интервал скважины от башмака колонны 7 до подошвы пласта 8 расширяют с созданием полости, близкой к цилиндрической с диаметром Опо„. При этом часть вымываемой со стенок породы выносится из скважины промывочной жидкостью, а некоторая часть вымываемой породы, которая не выносится из скважины (вследствие недостаточной скорости промывочной жидкости, восходящей в полости), оседает в зумпф скважины.

Соответствие диаметра созданной полости расчетному и ее профиль проверяют электрометрическими или акустическими методами, предварительно подняв из скважины бурильную колонну с расширителем.

При удовлетворительном состоянии расширенной полости 6 в скважину на бурильной колонне с разъединителем 4 (на фиг.1 - шаровой разьединитель) спускают хвостовик 1 так, чтобы интервал его щелей оказался ы зумпфе 5 скважины шгае полости 6, а сам разъединитель - выше башмака - эксплуатационной колонны 7, причем расстояние IK от башмака эксплуатационной колонны 7 до промывочных окон 17 разъединителя 4 должно обеспечить обърм Vk жидкости в кольцевом пространстве между хвостовиком 1 и колонной 7 на -этой длине не менее полного объема VT труб, извлекаемых из скважины пни последующем (после закачки ЦПС ) подъеме хвостовика для размещения его щелей против продуктивного интервала пласта, т.е. Если обозначить: dK - внутренний диаметр обсадной

колонны, м;

Dx - наружный диаметр хвостовика, м;

dr - наружный диаметр труб бурильной колонны, м;

1 - суммарная длина труб бурильной колонны, извлекаемых из скважины при подъеме хвостовика после .н ачки ЦПС для установки интерпала его щелен против продуктивного пласта, м,

то

f-Wl-Dj) l

к

М-ц

откуда

(df-Dj)

Следовательно, компоновка, показанная на фиг.1, спускается в скважину Так, чтобы интервал шелей хвостовика 1 был в зумпфе 5, а разъединитель - в колонне 7 на расстоянии от ее башмака

1к.1т ()

Тогда,расстояние от верхней границы щелей хвостовика до разъединителя будет

dr LT () + hr

пл

Приведенные соотношения для расчета 1К и lg обеспечивают возможность заполнения полости ЦПС и гарантируют условие, что башмак колонны 7 не оголится от ЦПС при подъеме хвостовика вверх (до продуктивного интервала пласта) после закачки ЦПС.

Затем в скважину закачивают легкую буферную жидкость, совместную с пластовой жидкостью (например, пластовую воду) в объеме полости 6, и следом закачивают ЦПС в объеме

1В 1,

VHnc Woo,

VK);

где Vn6/, - объем полости в скважине между стенкой полости 6 и хвостовиком I; V - объем кольцевого пространства между колонной 7 и и хвостовиком;

К- коэффициент, учитывающий

потери ЦПС при ее прокачке через бурильную колонну, за счет смешения с жидкостью в скважине, осаждения в зумпф и т.д. (К , 1,2).

Вслед за ЦПС в бурильную колонну 3 закачивают объем продавочной жидкости, равный объему хвостовика до интервала его щелей (для вытеснения ЦПС за хвостовик), затем в колонну 3 бросают шар 21 (фиг.1) и продолжают закачку продавочной жидкости. При посадке шара 21 на седло внутренней втулки 16 разъединителя 4 втулка 16 срезает штифты 15 и движется вниз до посадки на дно патрубка 19, открыв промывочные окна 17 разъединителя. Прокывкой скважины через эти окна удаляют излишки ЦПС Ю над хвостовиком, а затем останавливают прокывку и, поднимая бурильную колонну с хвостовиком, устанавливают его щелевую секцию против продуктивного пласта. Обратный клапан 20 5 служит для предотвращения перетоков ЦПС в хвостовик при. остановке промывки.

После затвердения ЦПС бросают второй шар (большего диаметра, чем 0 первый), который садится на седло внешней втулки 14, а последняя срезает штифты 13 и, продвигаясь вниз, также садится на дно патрубка 19, открыв шаровой замок, подпружиненные 5 шары которого высыпаются в патрубок 19, что обеспечивает разгрузку хвостовика с муфтой-вопонкой 10 на цементо- песчаный камень (как показано на фиг. 2), а бурильную колонну с остальными 0 элементами разъединителя поднимают из скважины.

Затем в скважину спускают долото на бурильной колонне и вращением с промывкой прорабатывают внутри хвостовика для очистки от порций ЦПС, оставшихся в хвостовике в процессе выполнения этих работ и для шаблониро- вания его канала, после чего поднимают долото из скважины. 0 Последовательными спусками и взрывами шнуровых детонирующих торпед типа ТДТ1 в интервале щелей хвостопи- ка или повышения давления в скважине интенсивной закачкой воды в нее це- 5 ментно-песчаное кольцо за щелями раздробляют. При использовании торпед типа ТДШ массы детонирующих зарядов выбирают из условия создания силы взрыва, необходиной и достаточ- Q ной для раздробления цементно-песчано- го камня против щелей хвостовика, не повреждая другие его интервалы.

Технико-экономическая эффективность способа заканчивания скважин заключается в обеспечении их высокого дебита и приемистости за счет большой поверхности фильтрации жидкости, пропорциональной диаметру полости, и значительно низких по срлв5

5

нению с известными методами сопротивлений жидкости в переходной зоне между скважиной и пластом, а также в относительной экономичности и технологичности работ по закреплению неустойчивых и недостаточно устойчивых (при высоких скоростях жидкости) поро в зоне залегания продуктивного пласта, так как способ не требует при- меИения специального оборудования и материалов и полностью вписывается в существующую технологию строительства скважин.

Формула изобретения

1. Способ заканчивания скважины, вскрывающей неустойчивый продуктивный пласт, включающий вскрытие плас- та и создание зумпфа под ним бурением из-под обсадной колонны скважины, спущенной до кровли пласта, создание цилиндрической полости расширением открытого ствола скважины под за- цементированной обсадной колонной и размещение фильтрующего материала в этой полости в зазоре между стенкой скважины и щелевым хвостовиком, о т- личающийся тем, что, с

целью повышения эффективности закрепления неустойчивых пород в геотермальной скважине в зоне залегания пласта при высоких скоростях добываемой воды, между стенкой полости и щелевым хвостовиком в качестве фильтрующего материала закачивают цемент- но-песчаную смесь, после ее затвердевания цементно-песчаный камень за щелями хвостовика против высокопроницаемого интервала пласта раздробляют и создают в нем густую сеть фильтрационных трещин и микротрещин.

2.Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью повышения качества цементирования полости, при закачке цементно-песчаной смеси щелевую секцию хвостовика опускают

в зумпф скважины, а после размещения смеси в полости и над полостью за хвостовиком последний поднимают и его щелевую секцию располагают против высокопроницаемого интервала пласта.

3.Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что цементно- песчаную смесь закачивают с учетом компенсации объема извлекаемых из скважины труб при подъеме хвостовика из зумпфа после закачки смеси.

vЈ

r

2 o

«o

.ai k iMiil

Изобретение относится к способам заканчивания геотермальных, а также нефтяных, газовых и других скважин, вскрывающих неустойчивые продуктивные пласты. С целью повышения эффективности закрепления неустойчивых пород в зоне залегания пласта при высоких скоростях воды, способ заканчивания геотермальной скважины включает вскрытие пласта и создание зумпфа под ним бурением из-под обсадной колонны скважины, опущенной до кровли пласта, создание цилиндрической полости расширкой открытого ствола скважины под зацементированной обсадной колонной и размещение фильтрующего материала в этой полости. Между стенкой полости и щелевым хвостовиком закачивают цементно-песчаную смесь, после ее затвердения цементно-песчаный камень за щелями хвостовика против высокопроницаемого интервала пласта раздробляют, создавая в нем густую сеть фильтрационных трещин и микротрещин. С целью повышения качества цементирования полости при закачке цементно-песчаной смеси щелевую секцию хвостовика спускают в зумпф скважины, и после размещения смеси в полости и над полостью за хвостовиком последний поднимают и его щелевую секцию располагают против высокопроницаемого интервала пласта. Причем цементно-песчаную смесь закачивают с учетом компенсации объема извлекаемых из скважин труб при подъеме хвостовика из зумпфа после закачки смеси. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Sfffj rj jTj ( i г Г 1 i гШ9Ш

let

.. ч .

1Сч--/....7

Ј& j