Способ освоения скважин Советский патент 1992 года по МПК E21B43/25 

©

13

-7

,/ -J -12 Ю

8

-к&А

-b&h

VI

ON Сл) О

00

Изобретение относится к горному делу, а именно к освоению скважин.

Известен способ освоения скважин, включающий создание в скважине, оборудованной колонной труб, заполненной буровым раствором, депрессии на продуктивный горизонт путем понижения уровня за счет продавливания газовых подушек и продавочной жидкости с последующим выпуском части последней и заполнения освободившегося объема газообразным агентом.

Наличие пакера снижает эффективность применения способа. Способ также не может быть применен в нефтяных и газовых скважинах, так как маневрирование колонной труб НКТ можно производить только при отсутствии давления на устьи скважины.

Целью изобретения является повышение эффективности способа. .

Цель достигается тем, что в известном способе освоения скважин, включающем создание в скважине, оборудованной колонной труб, заполненной буровым раствором, депрессии на продуктивный горизонт путем понижения уровня за счет продавливания газовых пачек и продавочной жидкости с последующим выпуском части последней и заполнения освободившегося объема газообразным агентом, выпуск части продавочной жидкости осуществляют через затрубное пространство при перекрытом в нижней части трубном канале, а после полного понижения уровня в затрубном пространстве производят слив бурового раствора, находящегося в трубном канале через отверстие в нижней части колонны труб, размер которого выбирают в соответствии с выражением:

q (10 Рпл -Ун L)

12

L -уъ.р. -10 Р

пл

гу

где F - площадь сечения отверстия, см

Рпл - пластовое давление, кгс/см ;

L- глубина выполнения отверстия в колонне труб, м;

УН - удельный вес пластового флюида, г/см;

Жр. -.удельный вес бурового раствора, заполняющего колонну труб, г/см .

На фиг.1-5 схематически показан принцип осуществления способа: на фиг.1 приведен момент заполнения за- трубного пространства скважины газообразным агентом при первом цикле понижения уровня жидкости; на фиг,2 - то же, момент окончания продавливания

газовой пачки продавочной жидкостью; на фиг.З- то же, момент выпуска продавочной жидкости из затрубного пространства и заполнения увеличивающегося объема затрубного пространства газообразным агентом; на фиг.4 - то же, момент окончания продавливания газовой пачки при втором цикле понижения уровня в затрубном пространстве; на фиг.5 - то же, момент выпуска

продавочной жидкости из затрубного пространства и заполнения увеличившегося объема опорожнения газообразным агентом для третьего цикла понижения уровня жидкости.

На схемах 1-5 приведена скважина, в которую спущена эксплуатационная колонна 1, колонна насосно-компрессорных труб 2 (НКТ), образующие между собой затрубное пространство 3, от которого отходят манифольдные линии А и 5. и манифольдные линии 6 от трубного канала 7.

На нижнем конце НКТ 2 установлено гнездо 8 под бросовый запорный орган 9, выполняющий роль обратного клапана,

обеспечивающего циркуляцию только в одном направлении - от забоя вверх по трубному каналу 7. В нижней части НКТ 2 выполнено сливное отверстие 10. Возможен вариант с отверстием 10 в- запорном1

органе 9. Этот вариант предпочтительней, так как выходящей из отверстия 10 струей не будет размываться обсадная колонна 1. Сливное отверстие 10 должно удовлетворять следующим требованиям. Его размеры

должны обеспечивать слив жидкости из НКТ 2 за такое время, чтобы пластовый флюид, поступающий из продуктивного горизонта 11, успевал выносить из скважины сливающуюся из отверстия 10 жидкость. Скважина

заполнена буровым раствором 12. Понижение уровня жидкости в скважине производится с помощью газообразного агента 13, а его продавливание - продавочной жидкостью 14. в качестве которой наиболее целесообразно использовать воду.

Возможен вариант без отверстия 10. В этом случае запорный орган 9 делается из разрушаемого в течение заданного времени материала (путем его растворения, расплавления и т.д.).

Чтобы обеспечить выполнение выше названного условия, размер отверстия 1р должен выбираться следующим путем.

Размеры отверстия 10 можно определять из известной формулы

F-./1.2Xft.p. г- /рхсг

(1)

где Q - расход бурового раствора, вытекающего в скважину через отверстие 10 в л/сек;

уб.р. - удельный вес бурового раствора, заполняющего трубный канал 7 НКТ 2, г/см3;

Р - давление столба бурового раствора 12 в НКТ 2 на уровне отверстия 10, кгс/см2.

Так как колонна НКТ 2 спускается в кровлю продуктивного горизонта 11, а отверстие 10 находится на нижнем конце НКТ 2, то можно принять, что их глубина одинакова. Пусть эта глубина будет L Тогда после заполнения затрубного пространства 3 на всю высоту смесью пластового флюида с удельным весом уи и бурового раствора, вытекающего из отверстия 10, можно составить такое равенство:

(L-X) -ун Х-уб.р. 10h 10 Рг

где X - общая высота бурового раствора 12 в затрубном пространстве 3 в момент его выноса пластовым флюидом на поверхность;

высота пластового флюида в этот момент.

После несложных преобразований получим

X - 10 рпл -L -ун Уб.р. -Ун

Из условия работоспособности предлагаемой системы (т.е. пластовый флюид, поступающий из горизонта 11, выносит буровой раствор 12 с забоя скважины) можно записать такое равенство:

X

L-X

0 q

где q - дебит пластового флюида в л/сек.

После подстановки значения всех членов, входящих в формулу (1) из формул (3) и (4) получим:

q (10 Рпл - Ун-L) AT L-уб.р. -10 Рпл Y L

Освоение скважины производят следующим образом.

П р и м е р. К манифольдным линиям 6 трубного канала 7 подсоединяют замерную емкость (не показана), а к линии 4 - ситоч- ник газообразного агента 13 (например, компрессор УКП-80), к линии 5 - насосный агрегат ЦА-320.

Вначале производят обратную промывку и проверяют герметичность перекрытия бросовым органом 9 гнезда 8. Предварительно, до спуска НКТ 2 в скважину, выби- 5 рают расчетом размер сливного отверстия 10.

Приведем расчет для следующих условий:

Пластовое давление в продуктивном го- 10 ризонте 11 Рпл 500 кгс/см2.

Глубина нахождения отверстия 10 L 5000м.

Колонна НКТ 2 заполнена буровым раствором 12с уб.р. 1,2 г/см3. 15 Удельный вес пластового флюида ун 0,8 г/см3.

Дебит скважины q 1 л/сек.

После подстановки всех данных в формулу (5) получим F 0,05 см2 или 5 ммг. 20 Тогда диаметр сливного отверстия 10 равен 2.5 мм.

После проверки качества герметизации бросовым органом 9 гнезда 8 приступили к понижению уровня жидкости в затрубном 25 пространстве 3 (см. фиг. 1-5). Для этого через линию 4 в затрубное пространство закачали воздушную пачку 13 (т.е. газообразный агент). Под давлением воздуха 13 буровой раствор 12, находящийся в затрубном про- 30 странстве 3, вытесняется в трубный канал 7. а из него по манифольдной линии 6 в замерную емкость. По объему вытесненного раствора 12 судят о количестве закаченного воздуха 13 и глубине его нижней границы. 35 После достижения на устье скважины заданной величины давления Р (в данном случае Р 80 кгс/см2) подачу воздуха 13 прекратили. При этом уровень бурового раствора 12 в затрубном пространстве 3 пони- 40 жается на глубину Н, равную

Н-10Р

Уб.р.

(6)

45 где Р -давление воздуха 13 в конце цикла вытеснения бурового раствора 12 (см.фиг.1) из затрубного пространства 3.

После этого воздушную пачку 13 продавили водой 14 (см.фиг.2) до глубины h + A h,

50 насосный агрегат остановили и открыли вы- кид агрегата на линии 5. Упругой энергией сжатого воздуха 13 закаченную воду 14 вытеснило из затрубного пространства 3 в мерник агрегата (не считая утечек воды че55 рез воздушную пачку 13, которые не превышают 10%). Так как низ НКТ 2 перекрыт обратным клапаном 8-9, то буровой раствор 12, находящийся в трубном канале 7, почти не вытекает из НКТ 2 (не считая утечек через

отверстие 10, которые незначительны). Поэтому уровень бурового раствора в затруб- ном пространстве 3, полученный за первый цикл понижения (см. фиг.1-3), остается почти неизменным и находится на глубине HI, равной

+ Ah,

где h - глубина закачивания продавочной жидкости 14 при первом цикле понижения, м;

Дп - высота сжатой пачки 13, закаченной на глубину Hi, в м.

Таким образом новый уровень бурового раствора 12 в затрубном пространстве 3 будет на глубине Hi. Если на этой глубине снижения уровня не будет получен приток, это означает, что уровень в затрубном пространстве 3 понижен недостаточно. В этом случае начинают второй цикл понижения уровня жидкости (см. фиг.4 и 5). Для этого в затрубное пространство 3 вновь подают воздух 13 и заполняют им весь увеличивающийся объем от опорожнения при первом цикле понижения до глубины Hi. При достижения на устье давления воздуха 13, равного Р, его продавливают водой 14 до следующей расчетной глубины hi. После этого вновь открывают выкид насосного агрегата, который закачивал воду 14, и выпускают из эатрубного пространства 3 закаченную воду 14. После полного вытеснения этой жидкости уровень бурового раствора 12 в затрубном пространстве 3 окажется пониженным на глубину Н2. Таким образом, после каждого нового цикла уровень бурового раствора 12 в затрубном пространстве 3 понижается на большую глубину, чем при предыдущем цикле. Это позволяет при каждом последующем цикле в затрубное пространство 3 закачивать больший объем воздуха 13, хотя давление во всех циклах одинаковое и равно Р (в данном случае Р 80 кгс/см ). Понижение производят до тех пор, пока продуктивный горизонт 11 не начнет работать или пока затрубное пространство 3 не осушится полностью.

После того, как горизонт 11 начал работать, скважину отрабатывают в течение 4-5 ч, чтобы через отверстие 10 стекло не менее половины объема трубного пространства 7. После этого скважину переключают с за- трубного пространства 3 на трубное 7. Имеющимся давлением в скважине (оно близко к пластовому) остатки бурового раствора 12, находящиеся в трубном канале 7 НКТ 2, вы

брасывает из скважины и начинается нормальная отработка - через трубный канал 7.

Так как способ позволяет производить

5 многоцикловое понижение уровня, вплоть до полного осушения скважины, то это дает возможность его применять для освоения как глубоких скважин, так и мелких, от аномально с высоким давлением до истощен10 ных продуктивных горизонтов.

Способ позволяет производить как резкое, так и плавное понижение уровня жидкости в скважине. При необходимости можно произвести динамическое воздей15 ствие на испытываемый горизонт путем резкого выпуска газообразного агента 13. Это обеспечивает приток флюида даже из тех скважин, которые при известных способах освоения считались сухими. Способ

20 ускоряет очистку призабойной зоны скважин, что способствует увеличению дебита скважин.

Способ позволяет исключить многоцикловую замену жидкости в скважине (т.е. пе25 реход на воду, потом на нефть и т.д.). В результате снижается выпадение твердой фазы, находящейся в буровом растворе. Это предотвращает образование шламовых пробок в зоне перфорации, которые снижа30 ют эффективную площадь- рабочей зоны продуктивного горизонта.

Формула изобретения Способосвоения скважин, включающий

35 создание в скважине, оборудованной колонной труб, заполненной буровым раствором, депрессии на продуктивный горизонт путем понижения уровня за счет продавли- вания газовых пачек и продавочной жидко40 сти с последующим выпуском части последней и заполнением освободившегося объема газообразным агентом, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа, выпуск части про45 давочной жидкости осуществляют через затрубное пространство при перекрытом в нижней части трубном канале, а после полного понижения уровня в затрубном пространстве производят слив бурового

50 раствора, находящегося в трубном канале, через отверстие в нижней части колонны труб, размер которого выбирают в соответствии с выражением:

F д(ЮРпл-ун -р.ЛГ

LyB.p. -ЮР™ У L

где F - площадь сечения отверстия, см2: Рпл - пластовое давление, кгс/см2

L - глубина выполнения отверстия в ко-уь.р. - удельный вес бурового раствора,

лонне труб, м;заполняющего колонну труб, г/см .

у - удельный вес пластового флюида, г/см3;

В скважину опускают колонку труб (КТ) 2 с отверстием 10 в нижней части. Ниже отверстия 10 в КТ 2 установлено седло 8 под бросовый запорный орган 9. Для понижения уровня жидкости в скважине в затрубное пространство 3 закачивают газообразный агент (ГА) 13 и продавливают его продавочной жидкостью до расчетной глубины. После этого открывают выкид насосного агрегата, упругой энергией сжатой пачки ГА 13 выбрасывает из скважины закаченную жидкость. Увеличившийся объем свободного пространства 3 вновь заполняют ГА 13 и продавливают его до новой расчетной глубины, пока не заработает продуктивный горизонт 11. В момент остановки скважины на приток, буровой раствор 12, находящийся в трубном канале 7 КТ 2, начнет вытекать в затрубное пространство 3 через, отверстие 10. Размеры последнего выбирают в соответствии с выражением, приведенным в тексте описания. 5 ил. В емкость Ј

Фиг. г

ЩигЗ

фие.5